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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
DISEÑO, CÁLCULO Y PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL DE UNA CENTRAL FOTOVOL T AICA
CONECTADA A LA RED
INFORME DE SUFICIENCIA
PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTADO POR:
SANTOS ALBERTO CURI APUMAYTA
PROMOCIÓN 201 O- 11
LIMA- PERÚ 2014
DISEÑO, CÁLCULO Y PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL DE UNA CENTRAL FOTOVOL TAICA
CONECTADA A LA RED
Agradecimiento a Dios y a mi padre
que desde el cielo me dieron la
fortaleza para ser constante y seguir
adelante. A mi madre Bruna porque fue
la persona que sacrificó todo por mí y a
todos los que me apoyaron en lograr
terminar mis estudios con éxito.
SUMARIO
Un sistema fotovoltaico conectado a red se caracteriza por inyectar toda la energía que produce en la red general, que en el Perú sería el SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado) que cuenta con respaldo tanto legal como económico supervisado por OSINERGMIN. Para este proyecto en particular en el que se trata de plasmar en este informe se imponen una serie de requisitos técnicos, económicos y comerciales que serán descritos cada uno en el Capítulo III.
Se ha diseñado un sistema fotovoltaico conectado a la red con una potencia de 20.5 MW, la ubicación del proyecto es en los alrededores del distrito de La Joya (Arequipa). Esta
- superficie es libre de obstáculos con lo cual se buscará la optimización energética de la· planta. Además el diseño de la instalación se realizará buscando una alta rentabilidad de lainstalación tomando como ejemplo las Centrales Fotovoltaicas ya existentes en el Perú ycumplir con los requerimientos dados por el Procedimiento Técnico Nº20 del COES
"Ingreso, Modificación y Retiro de las instalaciones en el SEIN'' para su Puesta enOperación Comercial.
i
i
INDICE
PROLOGO
CAPITULO!
INTRODUCCIÓN
1.1 Objetivo General
1.2 Alcances
1.3 Evaluación del Problema
CAPITULO TI
ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE LA RADIACIÓN SOLAR
2.1 Radiación Solar
2.1.1. Geometría Solar
2.1.2.
2.1.3.
2.1.4 • • 1
Recorrido óptico de la radiación solar
Irradiancia en superficies inclinadas
Horas solar pico (H.S.P.)
2.2 Célula Fotovoltaica
2.2.1.
2.2.2.
2.2.3,
El efecto fotovoltaico
Constitución
Tipo de Células
2.3 Módulos Fotovoltaicos
2.3.1.
2.3.2.
2.3.3.
2.3.4.
Parámetros Característicos
Curvas Características
Efecto de la irradiancia y temperatura sobre el módulo
Distribución de módulos
2.4 Estructura de Soporte
2.5 Modo de funcionamiento
2.5.1. Sistemas fotovoltaicos conectados a red
2.6 Inversor
2.6.1. Eficiencia Europea
2. 7 Componentes Eléctricos
1
2
2
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3
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5
5
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10
10
12
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20
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24
25
2.8 Medidores de Energía Eléctrica
2.8.1. Medidores Electromecánicos
2.8.2. Medidores Electromecánicos con registro electrónico
2.8.3. Medidores Totalmente Electrónicos
2.9 Transformador de Centro de Transformación
CAPITULOID
PROYECTO CENTRAL SOLAR FOTOVOLTAICA SAN JOSÉ
3.1 Normativa
3.2_ Descripción General
3.3 Ubicación y coordenadas UTM
3.4 Área y Perímetro
3.5 Datos Estadísticos para el Estudio Energético
3.5.1. Cálculo de la Radiación Media Mensual
-_ 3.6 Diseño del Sistema de Generación
3.6.1 Generador Fotovoltaico
3.6.2 Inversores
3�6.3 Protecciones
3. 7 Cálculos Justificativos
3.7.1 Selección de la Configuración
3. 7 .2 Distribución
3.7.3· Conductores
3. 7 .4 Esquema Eléctrico
3. 7.5 Estudio Energético
3. 7 .6 Condiciones para la Puesta en Operación Comercial
3.7.7 Operación Comercial
3.7.8 Centrales Fotovoltaicas con Operación Comercial en el Perú
CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
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25
26
26
26
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58
¡.
f!
PROLOGO
El consumo energético en la sociedad de la que todos formamos parte activa, crece de
forma considerable año tras año por lo que llegará un momento en que los recursos
energéticos naturales de los que se dispone en la actualidad corran peligro de agotarse.
Por otra parte en el sistema energético actual se ha llegado a desplazar y casi no hacer uso
de .combustible fósil principalmente del petróleo tanto en Diesel D2 o B5 como Residual,
siendo las principales fuentes en nuestra matriz energética la hidráulica y térmica (gas
natural) gracias al boom llamado "Camisea" pero habría que recordar que el gas natural es
una fuente agotable.
Estas razones hacen que sea necesaria la búsqueda de nuevas fuentes alternativas de
: energía que contribuyan a diversificar la actual oferta energética de forma que se pueda
hacer frente al incremento de consumo a la vez que se es respetuoso con el medio
ambiente.
Las epergías renovables son la principal alternativa energética razonable en la actualidad.
Este tipo de energías se caracterizan, principalmente, por ser inagotables y presentar un
, reducido impacto ambiental en comparación con otras energías.
CAPITULOI INTRODUCCIÓN
En el ámbito de la eficiencia el uso de la energía eléctrica es uno de los principales
recursos, necesarios en el proceso del desarrollo y tecnificación de los pueblos, que influye
directamente en la calidad de vida del hombre y su aumento en el consumo; es a su vez el
resultado, principalmente, del incremento en el proceso de la industrialización, del
aumento poblacional y de la demanda generalizada por más comodidades y mayor
tecnificación en los diferentes sectores, donde · el uso de la energía eléctrica es cada vez
mayor.
Consecuentemente, la energía eléctrica es el medio o elemento esencial para el desarrollo y
confort de las personas que entre otras razones, permite mejorar su desempeño y prolongar
sus actividades más allá de las horas de luz natural, de donde surge la necesidad de
considerar el análisis y estudio sobre el ahorro de energía eléctrica o mejor aún, la
posibilidad de generar energía eléctrica haciendo uso de los recursos renovables como es la
energía solar.
El Perú en estos últimos años se caracteriza por un alto nivel de consumo energético en las
diferentes áreas de las actividades personales, recreativas, laborales, etc; cabe mencionar
que, los sistemas e instalaciones destinados a este fin son determinantes para el ahorro de
electricidad y la disminución de las emisiones contaminantes, cuya importancia, justifica la
integración de un sistema fotovoltaico interconectado a la red (SEIN) que permita generar
energía eléctrica de manera alterna. El tema de generación de energía solar, es sólo una
fracción del complejo problema del consumo energético, en el cual se plantea la búsqueda
· de soluciones que puedan existir para corregir el consumo de energía eléctrica y evitar
daños al medio ambiente.
El estudio alcanza desde los antecedentes de los proyectos de energía solar, estudios
realizados con anterioridad y resultados obtenidos, así como la realización del diagnóstico
energético hasta el diseño del sistema fotovoltaico y los programas de mantenimiento.
3
Con el objeto de llegar a formular un diagnóstico y presentar soluciones, se evalúa la
situación energética del país, presentando la información general sobre la capacidad de
· generación y la necesidad e importancia de la energía utilizada para el abastecimiento,
adquiriendo indicadores para conseguir mejores resultados y determinar la viabilidad de la
implementación de un sistema de energía fotovoltaica en el Sistema Eléctrico Peruano.
Cabe mencionar que este tipo de sistemas fotovoltaicos les falta difusión a nivel comercial
en áreas urbanas o con posibilidad de conectarse a una red de electrificación como una
alternativa, debido a que la fabricación de las celdas solares que conforman los paneles,
principales componentes del sistema fotovoltaico, necesitan un alto costo de inversión.
Por otra parte, este tipo de tecnología presenta numerosas ventajas: instalación simple,
emplea una fuente de energía limpia y gratuita, su operación es automática y silenciosa,
requiere poco mantenimiento y es amigable con el ambiente. Dos ventajas en las
instalaciones de generación de energía eléctrica a través de un ·sistema fotovoltaico es que
son autónomos o pueden estar interconectadas a la red de suministro eléctrico, de donde se
deriva una de sus más importantes aplicaciones en la actualidad.
1.1 Objetivo General:
Diseño y revisión de un sistema fotovoltaico interconectado a la red nacional (SEIN) para
la generación de energía eléctrica, además como la puesta en Operación Comercial de estas
centrales de generación y el mecanismo económico que lo gobierna que garantice su . \ . , mvers1on.
1.2 Alcance:
El proyecto consiste en el diseño, descripción y cálculos justificativos de una instalación de
energía solar fotovoltaica solo hasta bornes de generación, conectada a la red de 20.5 MW
de potencia nominal, que estará implementada con 55620 módulos de 370 Wp.
Se desarrollará en la provincia de Arequipa, trabajando con datos reales dados de la
estación MAP La Joya por el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú
(SENAHMI).
Se describirá la infraestructura necesaria, tomando como referencias las otras Centrales
Fotovoltaicas ya puestas en Operación Comercial en el SEIN, a través de las cuales se
conecta cada instalación a la red eléctrica para exportar la energía generada.
4
Para finalizar el proyecto se necesita cwnplir con los requerimientos dado por los
Procedimientos del COES y hacer las estrategias comerciales que permitan la Puesta en
· Operación Comercial, así como también los mecanismos económicos que se trabajan en el
Perú con las Centrales Generación RER (Recursos de Energía Renovables) y la normativa
que lo ampara.
1.3 Evaluación del Problema (Justificación):
Para la gran mayoría de los peruanos, la electricidad es algo que siempre está disponible,
se presiona un interruptor y algo se prende, se conecta un artefacto electrodoméstico y éste
funciona, sin estar conscientes que detrás de estas simples acciones hay un largo camino,
una gran infraestructura que puede ser afectada por factores climáticos, políticos,
económicos o sociales.
Cabe destacar que la electricidad debe ser generada, transportada, distribuida, medida y
facturada, pero todo este proceso requiere de un sistema eléctrico que debe mantenerse al
__ día, donde se incluye personal especializado. Todo esto es para reflexionar y pensar en la
necesidad de no malgastar este recurso, ni los que la hacen posible. En vista de esto el
estado peruano ( a través del Ministerio de Energía y Minas) y algunas empresas
particulares están emprendiendo planes, programas económicos y energéticos, con la
finalidad de awnentar las reservas existentes y disminuir el uso desproporcionado que se
tiene de la energía eléctrica.
Hay países como Europa en donde existen tecnologías fotovoltaicas muy difundidas,
aceptadas .Y aplicadas, estos sistemas satisfacen las necesidades básicas. de la electricidad
de familias ya que este tipo de energía swninistra un servicio mejor aparte de ser más
ecológica y económica.
Las ventajas de estos sistemas radican en su simplicidad, ya que por lo general son
sistemas simples y modulares, se instalan fácilmente y pueden ampliar el sistema, la
reparación y cambio de componentes es fácil y económico, no requiere de mucho
mantenimiento y son sistemas adaptables a la mayoría de comunidades y a sus
necesidades, siempre y cuando haya luz solar. Considerando que no se emiten gases que
contribuyan al efecto invernadero o hwnos tóxicos y la energía solo se produce donde es
necesario siendo los costos de esta tecnología bajos en relación a tecnologías
convencionales permitiendo a largo plazo ampliar la capacidad instalada del sistema si así
lo requiere.
CAPITULO 11 ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE LA RADIACIÓN SOLAR
2.1 Radiación solar
El sol produce una cantidad de energía constante que, en el momento de incidir obre la
superficie terrestre pierde parte de su potencia debido a distinto fenómeno ambiental .
La potencia radiante de 1353 W/m2 que llega al Planeta Tierra no es la que finalmente
alcanza la superficie terrestre debido a la influencia de los fenómeno atmo férico , la
actividad humana, la forma propia de la Tierra y el ciclo día/noche.
· La atmósfera terrestre atenúa la radiación solar debido a los fenómeno de refl xión,
absorción y difusión que los componentes atmosféricos (moléculas de aire, ozono, vapor
de agua, CO2, aerosoles, etc.) producen sobre ésta, como es citado por Méndez Muñiz,
Cuervo García (2010) pag. 10-17 [l]
R,1d1J1.1011 rcflt•¡,1tl,1
R,:h111J( ICHl
di,ecta
.
.
.
R,1cli,1u,1n dlftJ�J
Fig. 2.1 Componente de la radiación.
La difusión que e produce debido a la presencia de polvo y a la contaminación del aire
depende, en gran medida, del lugar donde e mida, iendo ma or en lo lugares indu triale
y en lo lugares más poblados.
6
Los efectos meteorológicos locales tales como nubosidad, lluvia o nieve afectan también a
la irradiancia solar que llega a un determinado lugar.
Teniendo en cuenta todos estos parámetros, la irradiancia que incide en un plano horizontal
de la superficie terrestre un día claro al mediodía alcanza un valor máximo de 1000 W/m2
aproximadamente. Este valor depende del lugar y, sobre todo, de la nubosidad.
Para poder efectuar el diseño de una instalación solar fotovoltaica se necesita saber la
radiación del lugar. Para ello se ha de disponer de las tablas de radiación solar actualizadas
de nuestro emplazamiento, de las que los institutos de energía elaboran anualmente un atlas
de radiación como en la Figura 2.2 de un Mapa Solar desarrollado por el Instituto
Geofísico Peruano.
Fig. 2.2 Radiación solar global en Perú
2.1.1 Geometría solar
Para el cálculo de la producción energética de una instalación solar es fundamental conocer
la irradiación solar en el plano correspondiente a la instalación y la trayectoria solar en el
7
lugar en las diferentes épocas del año. La situación del sol en un lugar cualquiera viene
determinada por la altura y el azimut del sol.
•
Fig. 2.3 Geometría solar
'I' ALi1·1u: del ,ul u Altura de sol(:\ Ar1gulo u.:nilc1Ifi 11 c.lmduóri del rnódulu / AciPHH del I ód lo
Mó ulo
Este -90�
En la Figura 2.3 se puede visualizar las principales componentes de la Geometría Solar, la
orientación se define mediante el azimut (para el sol,'f', y para el captador, y). El azimut
solar es el ángulo que forma la dirección sur con la proyección horizontal del sol, hacia el
norte por el noreste o por el noroeste, considerando la orientación sur con 'P= Oº, y
considerando los ángulos entre el sur y el noreste negativos y entre el sur y el noroeste
positivos.
Por ejemplo, la orientación Este se considera 'P= - 90º, mientras que para la orientación
Oeste, 'P= 90º. La inclinación viene definida por el ángulo p (para el módulo) y por la
altura solar a o su complementario 0z, (ángulo cenital) para el sol.
En la Figura 2.4 se visualiza la trayectoria aparente del sol en relación a una instalación
solar situada en la cubierta de un edificio en días determinados del año (solsticios de
verano e invierno y equinoccios de primavera y otoño).
Los demás días del año el sol recorre trayectorias intermedias entre las representadas. No
es dificil calcular la posición del sol en cualquier lugar en cualquier momento y también el
ángulo de incidencia con cualquier plano. Habría que mencionar que para nuestro proyecto
en Arequipa ubicado en el hemisferio Sur la dirección de referencia de los paneles
fotovoltaicos cambia de Sur a Norte para optimizar la radiación.
8
Solsticio d
Equinoccios
Sois ici d N
a del sol
E
Fig. 2.4 Posición del sol en los días de cambio de estación
2.1.2 Recorrido óptico de la radiación solar
· Cuanto más perpendicular se encuentra el sol con respecto a la superficie terrestre (menor
valor del ángulo cenital) menor es el camino que recorre la radiación solar a través de la
atmósfera. Por el contrario para ángulos cenitales mayores (menor altura solar) el camino a
recorrer por la radiación solar en la atmósfera es mayor, lo que implica que la intensidad de
la radiación solar que llega a la superficie terrestre es menor.
Se define la masa de aire (AM) como el cociente entre el recorrido óptico de un rayo solar
y el correspondiente a la normal a la superficie terrestre ( ángulo cenital cero) y está
relacionada con la altura solar (a).
Para a = 90º, AM = 1, que es el valor mínimo de AM y se corresponde con la situación del
sol en el cenit (vertical del observador).
En la Figura 2.5 se tiene la altura solar y su correspondiente valor de AM, de acuerdo con
la fórmula anterior. El valor de AM = 1 (sol en el cenit) no se da ningún día del afio en
países Europeos por ejemplo, sin embargo en el Perú si se llega a cumplir este valor debido
a las latitudes que presenta. Radiación solar en el espacio exterior, es decir sin atravesar la
atmósfera terrestre, supone AM = O.
A 1 AM2 AM 3
"
ª
'º�
/\M
a�l4,1 º
Fig. 2.5 Altura solar y valor de AM correspondiente según la posición del sol
2.1.3 Irradiancia en superficies inclinadas
9
La radiación solar en una superficie perpendicular a la dirección de propagación de la
radiación solar es siempre mayor que en la misma superficie colocada en cualquier otra
posición. Al variar el azimut y la altura solar a lo largo del día y del año, el ángulo de
incidencia de radiación óptimo en una superficie dada no es constante. La situación óptima
se daría en un plano cuya inclinación y orientación variara constantemente. No obstante,
generalmente la superficie es fija.
Para considerar si una detenninada superficie ya existente es apta para su uso solar, es
necesario conocer la radiación solar incidente sobre dicha superficie.
Fig. 2.6 Radiación solar anual en Arequipa
Leyenda: UJ hlm'
c:::::) < 4.0 C) 40·45 C:::> "5·5.0 C:::> 50· 5.5 C:::> 55·60 C:::> 6 O • 6.5
6 S • 7.0
10
2.1.4 Horas de sol pico (H.S.P.)
En energía solar fotovoltaica se define un concepto relacionado con la radiación solar de
-gran interés a la hora de calcular la producción de un sistema fotovoltaico. Se trata de las
"horas de sol pico" que pueden definirse como el número de horas al día con una
irradiancia ficticia de 1000 W/m2 que en conjunto suman la misma irradiación total que la
real de ese día .
El hecho de referir las horas de sol pico a una irradiancia de 1000 W/m2 es de gran interés
ya que, como veremos más adelante, la potencia de los paneles está asociada a una
irradiancia de 1000 W/rn2 por lo que si conocemos la horas de sol pico, la producción
energética se calcula multiplicando la potencia del panel por las horas de sol pico y por un
factor de pérdidas, texto citado por Méndez Muñiz, Cuervo García (2010) pag. 35-37 [1].
Si la radiación viene expresada en kWh/m2 es un caso especialmente interesante ya que las
horas de sol pico, de acuerdo a la definición dada inicialmente, coinciden con el número en
que viene expresada la radiación.
2.2 Célula fotovoltaica
La célula fotovoltaica es un dispositivo electrónico capaz de transformar la energía de la
radiació_!l solar en energía eléctrica. La célula fotovoltaica está formada por un material
semiconductor en el cual se ha realizado una unión p-n que da lugar a un campo eléctrico
que posibilita el efecto fotovoltaico.
2.2.1 El efecto fotovoltaico
La conversión fotovoltaica es un proceso físico que consiste en la transformación de la
energía que proviene de la radiación electromagnética en energía eléctrica cuando es
absorbida por un determinado material. Este proceso depende tanto de la intensidad de la
radiación incidente como de las propiedades intrínsecas del material. Existen ciertos
materiales que al absorber un determinado tipo de radiación electromagnética generan en
su interior pares de cargas positivas y negativas.
Si la radiación electromagnética e$ la solar y el material es un semiconductor tal como el
silicio (Si) los pares de carga que se forman son electrones (e-) y huecos (h+) que una vez
producidos se mueven aleatoriamente en el volumen del sólido. Si no hay ningún
condicionante externo ni interno, las cargas de signos opuestos se vuelven a combinar
neutralizándose mutuamente. Por el contrario, si mediante algún procedimiento se crea en
11
el interior del material un campo eléctrico permanente, las cargas positivas y negativas
serán separadas por él.
Esta separación conduce al establecimiento de una diferencia de potencial entre dos zonas
del material que, si son conectadas entre sí mediante un circuito externo al mismo tiempo
que la radiación electromagnética incide sobre el material, darán origen a una corriente
eléctrica que recorrerá el circuito externo. Este fenómeno se conoce como efecto
fotovoltaico y es el fundamento en el que se basan las celdas fotovoltaicas, texto citado por
Méndez Muñiz, Cuervo García (2010) pag. 20-26 [1].
Fig. 2. 7 El efecto fotovoltaico
La unión p-n consiste en la unión de un semiconductor tipo p con un semiconductor tipo n.
Al poner en contacto ambos semiconductores se origina un flujo de electrones desde el
semiconductor n a los huecos del semiconductor p.
Al ocurrir esto en la zona de transición van a quedar las cargas fijas, electrones cargados
positivamente en la zona n y huecos cargados negativamente en la zona p, lo que origina la
aparición de un dipolo eléctrico que produce un campo eléctrico dirigido de la zona n a la p
que, a su vez, da lugar a una diferencia de potencial (barrera de potencial) a ambos lados
de la zona de unión.
Fig. 2.8 Unión P-N
12
El semiconductor con e] que se realizan ]a mayoría de las célu1as comercia]es es el silicio
al que se dopa con boro y fósforo para obtener la unión p-n lo cual se puede visualizar en
la Figura 2.8. Para tomar contactos eléctricos, al semiconductor se le depositan dos láminas
metálicas sobre ambas caras de la célula. En la cara iluminada la lámina se deposita en
fonna de rejilla pues se debe dejar al descubierto la mayor parte de su superficie para que
penetre la luz en el semiconductor.
Por contra el contacto eléctrico sobre la cara no iluminada cubre toda el área. La corriente
fotovoltaica generada sale por el contacto p, atraviesa la carga y vuelve por el n.
2.2.2 Constitución
La materia prima para la fabricación de las células fotovoltaicas más utilizada actualmente
es el silicio. El silicio es el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre (27,7 %
en peso) después del oxígeno. Se presenta en forma amorfa y cristalizada.
Una célula comercial estándar, con un área de unos 100 cm2, suficientemente iluminada es
capaz de producir una diferencia de potencial de 0.5 V y una potencia de 1,47 Wp.
2.2.3 Tipo de células
. ,.. #-
\ /#_ ''
¡ •
• ·i11c10 ar orfo
• Dist>I �.,,uro decobre y indio (CI ·)
• Teluro de Cadr io (Cc!Te,
Fig. 2.9 Tipos de células solares
El silicio utilizado actualmente en la fabricación de las células que componen los módulos
fotovoltaicos se presenta en tres formas diferentes:
• Silicio monocristalino. En este caso el silicio que compone las células de los módulos es
un único cristal. La red cristalina es la misma en todo el material y tiene muy pocas
imperfecciones.
13
Buena eficiencia ( de las células de Silicio es la que tiene una eficiencia mayor) pero
elevado costo de fabricación debido a la elevada pureza con un proceso de cristalización
complicado y a la gran cantidad de Silicio.
• Silicio multicristalinos. Menor rendimiento que los monocristalinos pero menor coste
de fabricación, debido a que las heterouniones en el material causan pérdidas de eficiencia.
La estructura interna está formada por multitud de granos o monocristales de gran tamaño
orientados aleatoriamente.
*Heterouniones: los materiales situados a ambos lados de la unión p-n son d[ferentes
• Silicio policristalino. El proceso de cristalización no es tan cuidadoso y la red cristalina
no es la misma en todo el material, granos o monocristales pero de un tamaño menor que
en el caso de los multicristalinos (por debajo de 1mm). Este proceso es más barato que el
anterior pero se obtiene rendimientos ligeramente inferiores. Rendimiento 11-13%.
• Silicio amorfo. Sólo aplicable para el silicio. No hay red cristalina alguna y contienen un
gran número de defectos estructurales y de enlaces. El material es depositado sobre finas
capas que se unen entre sí. A pesar de que el coeficiente de absorción es 40 veces superior
al del Silicio monocristalino, su rendimiento es aún menor que en los multicristalinos (8-
10% ). Pero su costo de fabricación es menor.
Problemas: degradación de su rendimiento tras los primeros meses de operación.
Actualmente también existen otras tecnologías o procesos de aceptable rendimiento no
todas basadas en el silicio, que se encuentran en fase de desarrollo en laboratorio o
iniciando su fabricación en pequeñas plantas. Este es el caso del teluro de cadmio,
arseniuro de galio, células bifaciales, etc.
Fig. 2.10 Células de Silicio
14
En la Figura 2.10 se pueden observar cuatro células de Silicio comerciales con distinto tipo
de material base: célula de Si monocristalino, célula de Silicio multicristalino, célula de
Silicio multicristalino (APEX), su módulo de Si amorfo.
2.3 Módulo fotovoltaico
A partir de las células, se pasa a la fabricación y ensamblaje de los módulos fotovoltaicos,
que conocemos comercialmente.
El módulo fotovoltaico consiste en la interconexión eléctrica de un determinado número de
células solares de forma que la tensión y corriente suministrados se incrementen hasta
ajustarse al valor deseado. La unión eléctrica puede ser en serie, se suman las tensiones
unitarias manteniéndose fija la corriente, o en paralelo, se mantiene fija la tensión y se
suman las corrientes.
Posteriormente, este conjunto es encapsulado de fonna que quede protegido de los agentes
atmosfér.icos que le puedan afectar cuando esté trabajando a la intemperie, dándole a la vez
rigidez mecánica y aislándole eléctricamente.
Célula Fotovolrnica
Conexióu euu-e células
Vidrio
Encap ulante
/J:arco
Cubierta posterior
Agujero de fijación
Fig. 2.11 Partes de un módulo fotovoltaico
• Cubierta frontal: Ha de poseer una elevada transmisión en el rango de longitudes de
onda y una baja reflexión de la superficie frontal para aprovechar al máximo la energía
solar incidente. A parte, el material ha de ser impermeable, tener buena resistencia al
impacto, tener una baja resistividad térmica y ser estable a la exposición prolongada de
rayos UV. La cubierta frontal, también tiene como función principal, dar rigidez y
dureza mecánica al módulo. Los materiales más empleados son acrílicos, polúneros y
cristal. Aunque el más empleado suele ser el cristal templado con bajo contenido en
15
hierro, por su bajo costo, elevada trasparecía, impermeabilidad y buenas propiedades de
auto-limpiado.
• Encapsulante: Encargado de dar adhesión entre las células, la superficie frontal y la
posterior del módulo. El más utilizado es el EVA ( etilen-vilin-acetato).
• Cubierta posterior: debe ser impermeable y con baja resistencia térmica. Suele
emplearse una capa de Tediar, o bien de Tediar y un segundo vidrio.
• Células solares y sus conectores: estos suelen ser de aluminio o acero inoxidable.
Los bordes del bloque van protegidos con una funda de neopreno y todo el conjunto va
incrustado en un marco de aluminio, adherido con silicona, que le proporciona resistencia
mecánica. En la parte posterior del módulo se encuentra la caja de conexiones con dos
bornes (positivo y negativo), para permitir el conexionado de los módulos.
-
--
l J
(BackVlew)
Notr.mm llnchl
Fig. 2.12 Vista posterior módulo fotovoltaico (Catálogo Suntech)
2.3.1 Parámetros característicos
Los módulos fotovoltaicos quedan caracterizados por una serie de parámetros eléctricos
referidos a unas condiciones climáticas denominadas Estándares que viene determinadas
por los siguientes valores:
• Temperatura de célula: 25 ºC
• Radiación solar: 1000 W /m2
• Masa de aire: 1.5 AM
. El hecho de referenciar los parámetros eléctricos del módulo a unas condiciones
determinadas de medida tiene como consecuencia principal que un módulo de una
16
determinada potencia pico, por ejemplo 150 Wp únicamente generará dicha potencia en las condiciones de referencia antes mencionadas. Como las condiciones de temperatura y radiación ambiente casi siempre son distintas a las condiciones Estándar,. el módulo fotovoltaico va a generar en la mayoría de los casos una potencia inferior a la de catálogo. Solamente en días con temperatura ambiente baja y con muy buen nivel de radiación solar, nos aproximaremos a las condiciones Estándar y por tanto, la potencia generada por el módulo se aproximará a la potencia proporcionada por el fabricante. Para hacemos una idea de las condiciones reales de operación de un módulo fotovoltaico, la irradiación solar puede oscilar entre valores de 400-900 W /m2 mientras que la temperatura de la célula se sitúa entre 1 O y 18ºC por encima de la temperatura ambiente. Dentro de los parámetros eléctricos del módulo fotovoltaico que proporciona el fabricante, los más representativos son los siguientes: • Potencia pico: Potencia máxima que puede proporcionar un módulo fotovoltaico.Corresponde al punto de la curva característica donde el producto V·I adopta el máximo valor. • Tensión de máxima potencia (VPMP): Es la tensión correspondiente al punto demáxima potencia de la curva característica del módulo fotovoltaico.Es la tensión de trabajo del módulo y la que se utiliza para diseñar los sistemasfotovoltaicos.• Intensidad de máxima potencia (IPMP): Es la corriente correspondiente al punto demáxima potencia de la curva característica del módulo fotovoltaico. Es la corriente detrabajo del módulo y la que se utiliza para diseñar los sistemas fotovoltaicos.• Tensión de circuito abierto (Voc): Es la máxima tensión que puede proporcionar elmódulo fotovoltaico si se dejan sus terminales en circuito abierto (módulo generando sinestar conectado a ningún tipo de carga).• Intensidad de cortocircuito (1cc): Máxima corriente que va a ser capaz de proporcionarel módulo fotovoltaico si se cortocircuitan sus terminales (V = O).
2.3.2 Curvas características
El módulo fotovoltaico es un generador eléctrico que actúa como fuente de intensidad. Cuando sobre el módulo incide la radiación solar éste fija su tensión alrededor de un valor determinado y va variando su intensidad en función de la intensidad de la radiación incidente. Este proceso está fuertemente influenciado por la temperatura de las células que
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constituyen el módulo. Por tanto, intensidad de radiación y temperatura de las células son
los dos parámetros que determinan las propiedades eléctricas de un módulo fotovoltaico.
En la Figura 2.13 se muestra la curva característica 1-V en condiciones Estándar.
Las propiedades eléctricas del módulo fotovoltaico quedan definidas por medio de su curva
característica 1-V. En ella se representa el comportamiento eléctrico del módulo ante una
irradiancia y temperatura detenninadas.
En la curva se pueden ver los valores significativos del módulo como son: Isc (Corriente
de cortocircuito), Voc (Voltaje de circuito abierto) y VPMP y IPMP (Voltaje y corriente
del punto de máxima potencia).
J.S '<
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10 lS 1
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Tensión U en V
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l o 25
Fig. 2.13 Curva característica 1-V/ P-V
El punto de la curva característica en el cual el producto de I·V es máximo se denomina
punto de máxima potencia del módulo fotovoltaico.
Como se puede apreciar en la Figura 2.13, cuanto más cerca trabaje el módulo de la
VPMP, más potencia se obtendrá del módulo fotovoltaico.
2.3.3 Efecto de la irradiancia y temperatura sobre el módulo fotovoltaico
La irradiancia solar afecta principalmente a la corriente y lo hace de fonna proporcional, a
mayor irradiancia el módulo fotovoltaico proporciona una mayor intensidad y viceversa.
Como se ve en la curva de la Figura 2.14, la VPMP prácticamente no varía frente a
variaciones de irradiancia (sólo para irradiancias muy bajas se observa una disminución
significativa) mientras que la IPMP sufre incrementos importantes a medida que el nivel de
irradiancia va awnentando. Las variaciones de temperatura afectan principalmente a los
valores de voltaje, teniendo una mayor influencia en la tensión de circuito abierto.
18
Como se puede apreciar en la figura 2.15, un incremento en la temperatura de las células se
traduce en una disminución tanto de la VPMP como de la Voc que se traduce en un
pérdida de la potencia del módulo (-0,045% W/ºC). El módulo se instalará de manera que
el aire pueda circular libremente a su alrededor. De este modo, se consigue disminuir la
temperatura de trabajo de las células y consecuentemente, mejorar el rendimiento del
módulo.
3,S
2.5
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S 10
Tension U en V
Fig. 2.14 Variación de las características según la irradiancia solar
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20 Raneo de u,.vp30
Tensión u en v
40
Fig. 2.15 Variación de las características según la temperatura
2.3.4 Separación entre filas
La distancia entre diferentes filas de colectores será tal que garantice un mínimo de 4 horas
de sol alrededor del solsticio de invierno.
Para ello se utiliza la siguiente fórmula:
d= tan( 66.55°-latitud)
h (2.1)
19
En la Figura 2.16 la separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la
siguiente no será inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia
de alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las
medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos.
Fig. 2.16 Separación entre filas
2.4 Estructura de soporte
La utilización de una adecuada estructura facilita las labores de instalación y
mantenimiento, minimiza la longitud del cableado, evita problemas de corrosión (Acero
Galvanizado) y mejora la estética de la planta en su conjunto.
Existen dos tipos de estructura comunes: la fija y con seguidor.
La estructura soporte fija tiene las funciones principales de servir de soporte y fijación
segura de los módulos fotovoltaicos así como proporcionarles una inclinación y
orientación adecuadas, para obtener un máximo aprovechamiento de la energía solar
incidente. Aunque el rendimiento de una estructura fija no es tanto como con seguidor,
necesita mel)os espacio.
Los seguidores solares son estructuras articuladas, que soportan los módulos, y que pueden
orientarse mediante motores eléctricos controlados. Los soportes con seguidor tienen la
ventaja de tener aproximadamente un 20% más de rendimiento que una fija debido a la
posibilidad de realizar el seguimiento del recorrido del sol gracias a su estructura móvil y a
la disposición del módulo fotovoltaico a una mayor altura, lo que conlleva un aumento de
la incidencia solar y a su vez un menor calentamiento del cot.tjunto.
A pesar de todas estas ventajas la estructura mediante seguidor presenta algunos
inconvenientes, de los que cabe a destacar el impacto visual que genera a nivel paisajístico
y un mantenimiento constante de las partes móviles que lo conforman.
20
Fig. 2.17 Imagen de un seguidor solar (CSF Tacna)
En la figura 2.17 se tiene imagen de un seguidor solar en una de las estructuras de un grupo
de paneles en serie de la Central Fotovoltaica Tacna, confonnada principalmente por un
servo motor que basa su funcionamiento en hacer girar los paneles con una frecuencia de 5
minutos en pequeños ángulos casi imperceptibles pero ayudan mejorar el rendimiento.
2.5 Modo de funcionamiento
Primeramente encontramos instalaciones aisladas de la red eléctrica, que son sistemas en
las que la energía generada se almacena en baterías para poder disponer de su uso cuando
sea preciso. Estos sistemas se emplean sobre todo en aquellos lugares en los que no se
tiene acceso a la red eléctrica y resulta más económico instalar un sistema fotovoltaico que
tender una línea entre la red y el punto de consumo.
En segundo Jugar, encontramos las instalaciones conectadas a la red eléctrica
convencional, en las que toda la energía generada se envía a la red eléctrica convencional
para su distribución donde sea demandada. Debido a que la instalación fotovoltaica objeto
del presente proyecto corresponde a este segundo modo de funcionamiento, en adelante se
presentaran en detalle los sistemas conectados a la red eléctrica.
2.5.1 Sistemas fotovoltaicos conectados a red
Los sistemas fotovoltaicos conectados a red son soluciones alternativas reales a la
diversificación de producción de electricidad, y se caracterizan por ser sistemas no
contaminantes que contribuyen a reducir las emisiones de gases nocivos (C02, SOx, NOx)
a la atmósfera, utilizar recursos locales de energía y evitar la dependencia del mercado
exterior del petróleo. En la figura 2.18 se puede observar una distribución típica de los
paneles fotovoltaicos agrupados en sub-generadores los cuales se da por general en
centrales foto oltaicas que superan lMW de Potencia Instalada.
21
Planta fotovoltaica
Fig. 2.18: Distribución de un Sistema Fotovoltaico
Una planta fotovoltaica de conexión a red presenta diversos subsistemas perfectamente
diferenciados:
• Generador fotovoltaico: El generador fotovoltaico está formado por la interconexión
en serie y paralelo de un determinado número de módulos fotovoltaicos. Los módulos
fotovoltaicos son los encargados de transformar la energía del sol en energía eléctrica,
generando una corriente continua proporcional a la irradiancia solar recibida.
• Sistema de acondicionamiento de potencia: Para poder inyectar la corriente continua
generada por los módulos a la red eléctrica, es necesario transformarla en corriente
alterna idéntica a la de la red. Esta función es realizada por los inversores, que
basándose en tecnología de electrónica de potencia transforman la tensión continua
procedente de los módulos en tensión alterna trifásica de la misma fonna de onda
(sinusoidl;l.l) amplitud, frecuencia, ángulo y secuencia de fases que la de la red pudiendo,
de esta fonna, operar la instalación fotovoJtaica en paralelo con ella.
• Interfaz de conexión a red: Para poder conectar la instalación fotovoltaica a la red en
condiciones adecuadas de seguridad tanto para personas como para los distintos
componentes que la configuran, ésta ha de dotarse de las protecciones y elementos de
facturación y medida necesarios.
• Evacuación de la energía generada a la red: La evacuación de la energía generada a
la red eléctrica, se realizará a través de una línea de transmisión en Alta Tensión o redes
en Media Tensión, se hace elección del nivel de tensión de la línea de acuerdo a la
cantidad de energía que se desea transportar. Además esta línea debe conectarse a una
celda de la subestación más cercana al punto de generación, en nuestro caso dicha
subestación es la SE Repartición cuya propietaria es Red de Energía del Perú.
0G"""""°' FV
O Cu3droo do dr!:.tnbv'.:ióo en el bdo CC
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Q 0t..Slflbudoc de red _ Conox1on<1s CA
Fig. 2.19 Esquema de un Sistema fotovoltaico conectado a la red
22
En la figura 2.19 se tiene un esquema básico de un sistema fotovoltaico conectado a la red,
conformado principalmente por los paneles fotovoltaicos que en el mercado actual se
pueden encontrar de variados precios y eficiencias asimismo los inversores diferenciados
en capacidades y características propias de estas de acuerdo al proyecto.
2.6 Inversor
El inversor será el dispositivo que transformará la corriente continua (CC) suministrada por
los sistemas fotovoltaicos y demás fuentes de energías renovables o sus componentes de
almacenamiento, en corriente alterna (CA), necesaria para alimentar la mayoría de los
receptores domésticos.
Los Inversores están constituidos por un sintetizador que accionando un conjunto de
dispositivos semiconductores de potencia, genera una onda de impulsos a partir de la
tensión DC, procurando que la onda de salida sea lo más senoidal posible. Esta onda se
filtra posteriormente para eliminar el mayor número de armónicos posible. Los filtros
empleados consumen una elevada potencia, lo cual incide negativamente en el rendimiento
del inversor.
Fig. 2.20 Circuito de Salida de los Inversores (CSF Repartición)
23
Una forma de reducir el número de armónicos es sintetizar una onda con mayor número de
impulsos, lo que permite disminuir considerablemente el número de armónicos cercanos,
finalmente la señal ( onda) de salida estará sincronizada con la de la red. En general, la
potencia del inversor no debe ser superior a la potencia pico del generador fotovoltaico, ya
que el inversor no funcionará a su potencia nominal debido a que, en condiciones
climáticas reales, un generador fotovoltaico nunca trabajará en condiciones Estándares.
10
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Fig. 2.21 Ejemplo de gráfica de rendimiento del inversor
Teniendo en cuenta estas consideraciones, el rango de potencias nominales del mversor
puede oscilar entre 0,7 y 1,2 veces la potencia pico del generador fotovoltaico. Cuando se
seleccione el inversor hay que asegurarse de que para cualquier condición climática de
irradiancia y temperatura funcionará correctamente y que la eficiencia máxima del inversor
se corresponda con el rango de irradiancia más frecuente del lugar, la cual se puede ayudar
con gráficas propias del inversor como la mostrada en la Figura 2.21.
Hay que garantizar que para cualquier condición climática, el rango de tensiones a la sal ida
del generador fotovoltaico debe estar dentro del rango de tensiones admisibles a la entrada
del inversor. En este sentido hay que tener en cuenta que la tensión (y en menor medida la
corriente) a la salida del generador fotovoltaico varía con la temperatura .
... -
O S? frn, 1·011.1•,.-.... ,
]SO
Fig. 2.22 Influencia de la temperatura en un generador
24
2.6.1 Eficiencia Europea:
En las especificaciones técnicas de los inversores se mencionará la Eficiencia Europea o
nEvR el cual es un valor que se calcula combinando los valores de eficiencia
correspondientes a algunos valores concretos de la potencia de salida del inversor, es decir,
combinando varios valores de n(pi) una especie de promedio ponderado.
Se calcula y fue propuesto inicialmente como:
nEvR= 0.03n5 + 0.06n10 + 0.13n20 + O.ln30 + 0.48n50 + 0.2n100 (2.2)
Un ejemplo de la aplicación de este cálculo se puede visualizar en la Figura 2.23, donde a
través de la curva de eficiencia versus porcentaje de potencia o carga se pueden tomar y
aproximar los puntos necesarios para el cálculo.
También un método rápido para estimar el rendimiento anual del inversor, teniendo en
cuenta la interdependencia entre los valores de eficiencias a las diferentes potencias, esta
ecuación se puede simplificar, llegando a:
(2.3)
Hay que considerar que el rendimiento energético de un inversor es, obviamente función
de la distribución por potencias de la energía DC que recibe en su entrada, a su vez esta
distribución depende de la distribución por irradiancias de la radiación solar incidente
(supeditada al clima del lugar y a la configuración del generador: ubicación, sombras) y del
tamaño relativo del generador, citado por Castejón Oliva, Santamaría Herranz (2010)
pag.21-25 [2].
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Fig. 2.23 Aplicación de Eficiencia Europea en una curva típica
No obstante, se puede reconocer una cierta relación, de tal manera que el valor de nEuR
proporciona una indicación razonable de la calidad energética de un inversor.
25
2.7 Componentes Eléctricos
• Varistor o Pararrayos: Es un elemento de protección cuya función es proteger los
· módulos fotovoltaicos frente a sobretensiones inducidas por fenómenos meteorológicos
adversos (rayos). Se colocará un varistor en cada caja de paralelos apto para su
utilización en aplicaciones de corriente continua de hasta 1000 V.
• Seccionador de corte en carga: El cuadro de seccionamiento en corriente continua
permite realizar el aislamiento del inversor del campo fotovoltaico. El cuadro está
compuesto por dos seccionadores de corte en carga los cuales deben permitir el corte de
la corriente en las dos secciones de la Central Fotovoltaica de fonna independiente,
además realizar el paralelo de las dos secciones para adaptar a una sola entrada al
mversor.
• Fusibles: Permiten aislar una serie del generador fotovoltaico así como proteger a los
módulos fotovoltaicos de posibles sobre intensidades. Los fusibles van ubicados en las
cajas de paralelos colocándose un fusible de protección para cada polo de las distintas
series que se interconectan en una caja.
2.8 Medidores de Energía Eléctrica
Los medidores de energía son equipos empleados para la medición del consumo de
energía, de esta manera es que los comercializadores controlan la entrega de energía a cada
uno de sus clientes, se debe aclarar que cada comercializador maneja sus tarifas de forma
independiente y que es libre emplear contratos. En el mercado existen varios tipos de
medidores, se diferencian por su construcción, tipo de energía que miden, clase de
precisión y conexión a la red eléctrica. Los medidores se clasifican en tres grupos:
2.8.1 Medidores Electromecánicos:
Estos medidores son conocidos como medidores de inducción, el cual está compuesto por
un conversor electromecánico, que es básicamente un vatímetro con un sistema móvil de
giro libre que actúa sobre el disco, cuya velocidad de giro es proporcional a la potencia
demandada. -
--·---
Fig. 2.24 Medidor de Inducción
26
2.8.2 Medidores Electromecánicos con registro electrónico:
Para esta clase de medidor el disco giratorio del medidor de inducción se configura para
generar un tren de pulsos, con un valor determinado por cada rotación del disco mediante
un captador óptico que censa marcas grabadas en su cara superior. Los pulsos generados
son procesados por un sistema digital donde se calcula y registra valores de energía y
demanda.
2.8.3 Medidores Totalmente Electrónicos:
En estos medidores, la medición de energía y el registro se realizan por medio de un
proceso análogo digital, el cual usa un microprocesador y varias memorias. Existen dos
tipos:
• Medidores de Demanda: Estos equipos miden la energía almacenada con una sola
tarifa demanda en las 24 horas, es decir, para clientes donde el contrato esta con un solo
valor de KWh.
• Medidores Multi-tarifa: Estos equipos a diferencia del anterior, miden la energía con
factores de diferencia con respecto a la franja horaria, es decir, tiene un contrato que
maneja varias tarifas en el transcurso del día.
Para una buena implementación en la medición de energía, se recomienda que en los
sistemas de generación fotovoltaica se usen medidores bidireccionales, los cuales dan un
informe detallado de la energía consumida por el sistema fotovoltaico y la cantidad de
energía inyectada a la red, con esta información se puede determinar eficazmente los
incentivos obtenidos por la energía inyectada a la red.
2.9 Transformador de Centro de Transformación:
Para los transformadores que son utilizados en los sistemas solares fotovoltaicos
conectados a la red, lo primordial es que tenga como mínimo la capacidad de potencia
igual a la potencia de salida de los inversores utilizados, más un porcentaje que sirva de
protección del equipo en caso de que se eleve la potencia por exceso de temperatura o por
una sobrecarga.
Se puede hacer uso de transformadores en aceite y/o con ventilación forzada o los
transformadores secos lo cual es a criterio de elección y presupuesto del proyecto. De
27
acuerdo al nivel de tensión de salida de los inversores, se tiene buenas prácticas en otras
Centrales Fotovoltaicas de que este transfonnador sea de la relación 0.3-0.5/ 23 KV.
En el lado de 23 KV debe contar con: Protección Sobrecorriente Temporizada (51 ),
Protección Sobrecorriente Instantánea (50) y sus protecciones propias como: Protección de
Imagen Térmica ( 49), Protección de Flujo y/o Sobrepresión (Buchholz - 63), Protección de
Nivel de aceite (71) los cuales son citados en el Procedimiento Técnico Nº 20-COES
(2013) [5].
En la Figura 2.25 se puede observar uno de los transfonnadores encapsulados secos de la
relación 0.3/23 KV usados por la Central Fotovoltaica Majes, los cuales van ubicados en
las casetas de los Centros de Transformación o Sub-Generadores.
Fig. 2.25 Transfonnador encapsulado seco (CSF Majes)
CAPITULOID PROYECTO CENTRAL SOLAR FOTOVOLTAICA SAN.JOSÉ
3.1 Normativa:
· En el desarrollo del presente documento ha sido aplicada la siguiente Legislación, para
aplicación de las Centrales de Generación Renovables.
1. Decreto Legislativo Nº 1002 Decreto Legislativo de "Promoción de la inversión
para la generación de electricidad con el uso de Energías Renovables"
2. Decreto de Urgencia Nº 049-2008 "Decreto de Urgencia que asegura continuidad
en la prestación del servicio eléctrico.
3. Decreto Supremo 012-2011-EM "Reglamento de la Generación de Electricidad con
Energías Renovables".
4. Resolución Nº00l-2010-OS-CD "Procedimiento de Cálculo de la Prima para la
Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables"
(OSINERGMIN)
5. Procedimientos Técnicos del COES
3.2 Descripción General:
El sistema fotovoltaico proyectado para la presente instalación comienza en los
generadores solares (paneles fotovoltaicos) que se ubicarán en un predio ubicado en el
distrito de la Joya, provincia y departamento de Arequipa. Se hace el estudio en el
Asentamiento Humano San José que corresponde a terrenos agrícolas y terrenos del estado.
3.3 Ubicación y Coordenadas UTM: TABLA Nº ·J.1 Coordenadas del Proyecto
UTM
Huso: 19K
X: 196703.01 mE
Y: 8165380.0l ms
Coordenadas
Longitud: -71.84º
latitud: -16.ST
29
Fig. 3.1 Ubicación del proyecto, vista panorámica
3.4 Área y Perímetro:
El terreno tiene forma irregular en ciertas áreas, colinda por el norte con terrenos eriazos
del estado, por el este con terrenos eriazos del estado, por medio de la línea férrea y
carretera Panamericana Sur, por el sur con terrenos eriazos del estado y por el este con
terrenos eriazos del estado. Presentará un perímetro aproximado de 5000 metros como
mínimo. La vista panorámica de la ubicación del proyecto se puede visualizar con ayuda
del Google Earth en la Figura 3.1.
3.5 Datos Estadísticos para el Estudio Energético:
Se trabajará con datos reales emitidos por el Servicio Nacional de Meteorología e
Hidrología del Perú en el Infonne Nº 187-SENAHMI-DR6-2012. (Anexo A).
Estación: Mapeo La Joya
Latitud: 16º35'33" Longitud: 71 °55'08" Altitud: 1292 msnm
TABLA Nº 3.2 Temperatura Máxima Media Mensual (ºC)
AÑO Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2011 28.4 26.9 27.8 26.9
2012 28 27.8 28.9 27 27.6 27.2 26.5 26.2 27.9
TABLA Nº 3.3 Temperatura Mínima Media Mensual (ºC)
AÑO Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre ·-
2011 11.3 6.9 8.9 11.8
2012 12.4 14.2 13.6 11.9 9.1 8 7.3 6.6 8.6
TABLANº 3.4 Humedad Relativa Media Mensual (ºC)
AÑO Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2011 28 40 37 44
2012 44 47 45 47 31 32 49 53 so
Estación: Mapeo Pampa de Majes
Latitud: 16°20'08.35" Longitud: 72°09'09.56" Altitud: 1498 msnm
TABLANº 3.5 Irradiación Solar Horaria (I) W/m2
Hora 29/11/2011 15/12/2011 15/01/2012 15/02/2012 15/03/2012 15/04/2012 15/05/2012 15/06/2012 15/07/2012 15/08/2012
o o o o o o o o o o o
1 o o o o o o o o o o
2 o o o o o o o o o o
3 o o o o o o o o o o
·4 o o o o o o o o o o
5 o o o 2 o o o o o o
6 49 47 20 88 1 o o o o o
7 263 263 207 214 84 83 55 o 33 64
8 516 492 461 520 369 314 262 214 2U 289
9 743 735 7U 675 626 528 495 449 458 503
10 .917 927 897 983 825 735 661 628 646 689
11 1037 1079 1030 1133 1000 865 787 ns TT9 824
12 1066 833 1093 1169 1057 921 842 805 848 891
13 1068 1136 1111 1017 1046 904 808 n1 845 869
14 965 1043 1034 n2 943 810 714 710 767 788
15 801 782 858 140 752 656 559 563 622 639
16 582 415 562 52 511 297 345 366 417 444
17 329 250 262 35 245 65 144 152 184 194
18 n 117 110 8 68 13 8 8 14 21
19 o 4 110 o 68 o 8 o o o
20 o o o o o o o o o o
21 o o o o o o o o o o
22 o o o o o o o o o o
23 o o o o o o o o o o
3.5.1 Cálculo de la Radiación Media Mensual:
24
, _3 KWh
L., I¡ .10 m2
i=l
TABLA Nº 3.6 Radiación Media Mensual Diaria (KWh/m2)
30
15/09/2012 15/10/2012
o o
o o
o o
o o
o o
o o
2 13
119 207
383 473
617 686
780 879
916 1018
979 1060
947 1028
843 848
702 553
491 271
250 114
36 21
o o
o o
o o
o o
o o
(3.1)
Enero Febrero Marzo Abril o Junio Julio osto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
8,467 6.758 7.595 6.191 5.688 5.397 5.825 6.215 7.065 7.171 8.413 8.123
Con datos para la zona de interés, el nivel de radiación solar promedio mensual calculado
varía desde un mínimo de 5.397 kWh/m2.día en el mes de junio hasta un máximo de 8.467
kWh/m2.día en el mes de enero, los cuales coinciden tanto con el invierno y verano
respectivamente y estadísticamente con los extremos en la generación de energía eléctrica
3.6 Diseño del Sistema de Generación:
3.6.1 Generador Fotovoltaico
a) Módulos
El generador fotovoltaico será diseñado y configurado con el siguiente módulo T-Solar TS
Full SJ TS 370.
31
Estos paneles disponen de 216 células de silicio amorfo de unión simple depositada sobre
el vidrio delantero.
Estos módulos han sido escogidos por su buen comportamiento ante las variaciones de
temperatura y su gran capacidad de captación de radiación tanto directa como difusa
además se tiene buenas experiencias y han sido implementadas en otras Centrales
Fotovoltaicas construidas en el sur del país.Para el adecuado funcionamiento de los
módulos y evitar una prematura degradación, se procede a conectar el polo negativo de los
paralelos a tierra.
Los valores nominales de las . principales características de los módulos solares en
condiciones estándar (1000 W/m2 de irradiación, 1.5 masa aérea y 25ºC temperatura) son:
TABLANº 3.7 Características de los Módulos Solares a STC [3]
MODELO: TS Full SJ TS370
Potencia Pico
Voltaje a circuito abierto
Voltaje a potencia máxima
Corriente de cortocircuito
Corriente de potencia máxima
370 Wp
190V
149V
3.17 A
2.56A
Otras Especificaciones
Célula
Tolerancia en Potencia
Dimensiones de los módulos
Superficie módulo FV
Máximo Voltaje del Sistema
T one
Coeficiente Potencia / Temp.
Coeficiente Voc/Temp.
Coeficiente Vmp/Temp.
Coeficiente Isc/Temp.
Coeficiente Potencia/Temp.
Si Amorfo
+20W
2.598 X 2.198 m
5.71 m2
1000V
40.5 ºC
-0.21%/K
-0.29%/K
-0.27%/K
0.059%/K
-0.038%/K
El panel es opaco con sistema de soporte mediante railes, que evita la utilización de marcos
o de grapas en contacto con el vidrio, como la imagen mostrada en la Figura 3.2 del Panel
T-Solar TS Full SJ TS 370.
32
Fig. 3.2 Paneles FotovoJtaicos
b) Distribución de Módulos:
Para los cálculos de la instalación, se ha considerado como potencia pico del módulo los
datos mencionados en tablas anteriores.
La distribución de los módulos y potencia será la siguiente:
TABLA Nº 3.8 Cantidad de Módulos Solares
Módulos Cantidad Potencia Pico (W) Potencia Total (MW)
TS-370 55620 370 20.5794
El generador fotovoltaico del proyecto estará formado por 55620 módulos.
Todos los módulos se alojan en estructuras metálicas dispuestas a tal fin, colocados en una
fila y dispuestos de forma vertical.
La inclinación de estos sobre la horizontal, será en todo caso de 15° y orientados
completamente al Norte. Con esta inclinación se obtiene mayor producción al cabo del
año. Las filas de módulos se separan de forma que haya 2,3m de pasillo entre ellos. Este
pasillo es excesivamente grande para motivos exclusivos de sombreado pero necesario
para las labores de mantenimiento de la planta.
Para un agrupamiento de los módulos y una mejor sectorización, la Central Fotovoltaica se
dividirá en 16 sub-generadores.
B Pnom 20 MW
= l.ZS MWn SG =NºSG 16
(3.2)
33
3.6.2 Inversores
Los inversores funcionan como interfase entre la energía generada por las placas solares en
continua y la que se entregara al transformador de media tensión en alterna. La forma de
onda de la corriente de salida de los inversores deberá ser lo más senoidal posible para
minimizar el contenido en armónicos inyectados a red.
En el proyecto se utilizaran todos los inversores de la marca Green Power, modelo PV625
de 625kWn, con lo cual para cada sub-generador se usará 2 inversores. Al tener 16 sub
generadores se usará en total 32 inversores, los cuales van de dos en dos en casetas
. prefabricadas y conectados a un trasformador que elevará la tensión de salida de los
inversores de 300V a 23kV.
La potencia entregada a red y consecuentemente la extraída al generador fotovoltaico será
la máxima posible en cualquier momento, acción que se consigue a través de una rutina
incorporada en el esquema de control del inversor denominado "seguidor del punto de
máxima potencia" que varía cada determinado tiempo la tensión de entrada del inversor ( o
salida del generador fotovoltaico) hasta que el producto IxV (potencia de salida) del
generador fotovoltaico se hace máximo.
Los inversores PV625 están formados por módulo monobloque con un único MPPT.
Todos los inversores disponen de un kit de conexión de puesta a tierra para el polo
negativo del campo fotovoltaico.
a) Inversor Green Power PV625
Estos inversores convertirán la tensión e intensidad recibidas en continua a alterna con una
distorsión armónica menor al 3%. El PV625 comienza a inyectar corriente a la red tan
pronto como los módulos FV producen suficiente potencia en el amanecer. Previamente la
unidad de control inicia el monitorizado de la tensión de red, frecuencia de red y la
resistencia de aislamiento. Trabajan de manera completamente automática sin ningún tipo
de control por parte del operario.
Dispone de una pantalla de T' en la consola de programación Touchscreen integrada en la
puerta del armario, swninistrando información del estado del inversor. La salida de cada
inversor el armario de AC donde se unifica y protege la salida trifásica a 300V entre fases.
TABLANº 3.9 Características Técnicas de los Inversores [3]
GREEN POWER PV625 Número de Inversores 32
Entrada (CC)
Rango de seguimiento de tensión 500-825 VTensión máxima 1000VCorriente máxima 1300 (Puntualmente 1600 A) Seguimiento de punto de máxima potencia 1
Salida(AC)
Potencia nominal del inversor 625KW Tensión nominal 3 x 300 Vac Frecuencia nominal 60Hz
Cos0 Ajustable, > 0.95 a Pn Distorsión armónica Eficiencia europea Eficiencia máxima Consumo nocturno
Dimensiones Peso Grado de protección
Generales
�¼Tj!}1¡·;·,.�,·�iJl1
Ji#j' ilt�:�G,:'.L:;¡�:,$;t}:;:
Fig. 3.3 Inversor Green Power
<3% 98.40% 98.60% <75W
5x0.8x2.1 m 4100 K g
IP20
3.6.3 Protecciones:
a) Desconexión de la instalación:
Cada inversor dispone además de las siguientes protecciones:
· Protección contra el funcionamiento en isla.
� Protección de máxima y mínima tensión.
34
35
· Protección de máxima y mínima frecuencia.
· Una vez establecida la normalidad en la red se producirá la reconexión automática.
b) Efecto de Punto Caliente en Módulos:
Ante el sombreado de un panel y si se está en una situación de circuito abierto, el módulo
estaría funcionando en el segundo cuadrante de su curva característica, es decir estaría
consumiendo potencia lo cual se traduce en una disipación de calor.
Todos los módulos tienen diodos de bypass para que ante un sombreado de una célula
(casual debido a excrementos de aves o similar, ya que no hay sombras proyectadas en
ninguno de ellos por elementos fijos) realizan su función para que esta no pase a consumir
y evitando que estas se quemen, la cual se puede visualizar un esquema de este tipo de
conexión de diodo en el punto a) de la Fig. 3.4.
Además habría que mencionar que al conectar en serie varios módulos, el panel que da la
mínima potencia impone su corriente en toda la rama, igualmente al conectar módulos en
paralelo, el módulo de menor potencia limita la tensión a los otros.
e) Diodos de Bloqueo:
Tienen el inconveniente de disipar mucha potencia y solo son recomendables cuando el
sistema fotovoltaico se encuentra en lugares de dificil acceso para su mantenimiento o el
generador fotovoltaico está muy expuesto a sombreados parciales. Esto es así porque el
diodo de bloqueo, a diferencia de los fusibles que serían la protección alternativa, no
necesita reponer ningún elemento de su composición cuando actúa como protección,
simplemente impide el paso de la corriente inversa, la cual se puede visualizar un esquema
en el punto b) de la Fig. 3 .4.
Se dimensionan para soportar 2 veces la corriente de cortocircuito de un módulo (Isc) en
condiciones estándar de medida y una tensión inversa igual a dos veces la tensión de
circuito abierto del generador (Voc) en condiciones estándar de medida.
+
a) b)
Fig. 3.4 Diodos de bloqueo y Diodo by-pass
3. 7 Cálculos Justificativos.
3.7.1 Selección de la Conf'iguración
a)·Número de Paneles en Serie
36
Para el inversor, el número de módulos fotovoltaicos máximo que se pueden conectar en
serie vendrá dado según las condiciones extremas que se puedan dar a lo largo del año.
Se tendrán en cuenta los efectos de temperatura, las máximas y mínimas radiaciones, tal
como se va a exponer a continuación para:
1. Asegurar el funcionamiento del inversor garantizándose la tensión mínima de
arranque del mismo.
2. Para no provocar averías en el inversor por sobretensiones.
Con el principal objetivo de maximizar la producción eléctrica.
• Número mínimo de paneles:
En primer lugar se calculará el número mínimo de paneles en serie. Para ello, evaluemos el
caso más extremo que podemos encontrar, y que será cuando la radiación incidente sobre
el plano del generador sea máxima y tengamos 40° de temperatura ambiente.
Teniendo en cuenta que la variación de la tensión en los paneles fotovoltaicos es más
sensible con la temperatura, la tensión mínima de funcionamiento del rango de
seguimiento del inversor es de 500V en el PV625.
Con estas condiciones de contorno nos aseguramos que el inversor va a estar casi con
seguridad siempre en el rango de seguimiento de máxima potencia, optimizando la
producción ..
Para determinar la temperatura de trabajo de la célula en cualquier situación se utiliza la
siguiente expresión:
Te = Tamb + Iinc· CToNc - 20)/800
Te = Temperatura de trabajo de la célula
Tamb = Temperatura ambiente
Iinc = lrridancia incidente (Media Anual)
ToNc = Temperatura Operación Normal de la Célula
(3.3)
En el caso vamos a calcular las Vmp cuando tenemos una radiación incidente de 1000
W /m2 y una temperatura ambiente de 40º C.
El salto térmico de las células es con respecto a condiciones estándar (25ºC) será de:
T. = 40 + 1000. C4º·5-zo) = 65 63 ºC e 800
·
Salto Térmico = Ttrabajo de la célula - Tcondiciones estándar
Salto Térmico = 65.63 - 25 = 40.63 ºC
37
(3.4)
(3.5)
(3.6)
Como el fabricante indica la variación con la temperatura a la tensión de ináxima potencia podemos calcular la tensión requerida (Coeficiente Vmp/Temp. = -0.27%/K)
Vmp' = 149 * (1 - 40.63 * º·27) = 132.654 V
100 (3.7)
Con este dato se puede calcular el mínimo número de paneles en serie a conectar teniendo en cuenta que para nuestros inversores la tensión mínima en el punto de seguimiento de máxima potencia es de 500V tenemos:
N . = VminMP = 500 = 3_77mm Vmpr 132.654 (3.8)
Con los cuál 4 es la cantidad mínima de módulos a conectar en serie que garantizan el funcionamiento del inversor en su rango de máJtima potencia a 1000W/m2 y 40ºC de temperatura exterior.
• Número máximo de paneles:
Para el segundo caso extremo, el número máximo de paneles en sene que pueden conectarse al inversor, vendrá dado por el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión a circuito abierto de los paneles fotovoltaicos en la situación en la que el inversor arranca con una temperatura ambiente de -1 0ºC y se considera que en esa situación hay un mínimo de radiación incidente de 40W /m2. En el caso que nos ocupa vamos a calcular las Voc cuando tenemos una radiación incidente de 40 W /m2 y una temperatura ambiente de -10° C. El salto térmico de las células con respecto a condiciones estándar (25ºC) será de:
� = -1-0 + 40. C4º·5-2
º) = -8.975 ºCe 800
.Salto Térmico= -8.975 - 25 =-33.975 ºC
(3.9)
(3.10)
Como el fabricante indica la variación con la temperatura a la tensión a circuito abierto se puede calcular lo requerido (Coeficiente Voc/Temp. = -0.29%/K)
Voc' = 190 * (1 + 33.975 * º·29) = 208.22 V
100
38
(3.11)
Como la tensión máxima soportada por los inversores es de 1 000V, se puede c�lcular el
número máximo de paneles a colocar en serie de la siguiente manera:
N = Vmax = 1000 = 4.79max Voo 20&22 (3.12)
Como en todos ellos coincide la cantidad máxima de módulos con la mínima, se establece
que los paneles en serie serán de 4.
b) Número de Series en Paralelo.
El número máximo de módulos en sene que se pueden conectar en paralelo en lo
terminales de entrada de los inversores, se calculará tomando en cuenta los peores casos
para inyectar la intensidad producida por los grupos de módulos al inversor.
Esto se produce con la intensidad de máxima potencia, en el caso que la temperatura sea
ambiente sea elevada ( 40ºC) y tengamos 1 000W /m2.
El salto térmico de las células es con respecto a condiciones estándar (25ºC) será de:
1'. = 40 + 1000. C4º·5-2º) = 65.63 ºCe
aoo
Salto Térmico = 65.63 - 25 = 40.63 ºC
(3.13)
(3.14)
Las máximas intensidades admisibles a la entrada del inversor Green Power PV625 son de
1300A.
Las intensidades de máxima potencia a altas temperaturas que tenemos son: ( Coeficiente
Isc/Temp. = 0.059%/K)
lmp' = 2.56 * (1 + 40.63 * º·º59) = 2.6215 A
100
Tenemos pues que la cantidad máxima de paralelos a instalar por cada inversor:
N = lmax inv = 1300 = 495max Jmp1 . 2.6215
(3.15)
(3.16)
Este es el número máximo de paralelos que se pueden asignar a cada una de las entradas
del inversor y con lo que se podrá comprobar que todas las instalaciones estarán diseñadas
por debajo de la intensidad máxima admisible del inversor ya que nuestra distribución
tendrá menos paralelos asociados de los indicados.
39
3.7.2 Distribución:
Los paralelos de cada uno de los subgeneradores se van agrupando y protegiendo en cajasde ·concentración. Hay dos niveles de este tipo de cajas. Las de unificación en la cercaníade los módulos, que se les denominará CNl (Cajas de Nivel 1) y unas de mayor nivel queagrupan las anteriores, que se les denominará CN2 (Cajas de Nivel 2).
a) Cajas de Nivel 1 (CNl):
Estas cajas se fijan a la parte posterior de las estructuras, bajo los módulos.En el diseño planteado se unirán 14 "T-paralelos". Los paralelos de 4 celdas en serie seunirán de tres en tres in situ en las estructuras mediante los conectores tipo T-Branch, estaunión de 3 paralelos se les denominará "T-paralelos"Estas cajas tendrán como mínimo: Un interruptor de corte de carga de 150 A,Descargadores de Sobretensión (Varistores) y fusibles de protección.
b) Cajas de Nivel 2 (CN2):
Las cajas de nivel 2 agruparán líneas provenientes de las CNl a la entrada del inversor. Para la distribución se usará 8 CN2 en cada una de los CFI (Sub-Generadores) y todas ellasagrupan la salida de 3 CNl.Estas cajas tendrán como mínimo: Un interruptor de corte de carga de 400 A, esta caja seubicará en la caseta a usar para los inversores.
3.7.3 Conduc.tores:
En el recorrido de BT desde la generación en los módulos hasta la entrega en la celda deMT se realiza mediante diversos tramos de conductores con características y seccionesdiferentes.
a) De módulos a CNl:
Se · recomienda, tomando como ejemplo plantas similares en el sistema, utilizarconductores de cobre de 4 mm2
.
Justificación:
Estos cables se unen a los módulos por medio de conectores tipo Multicontactoy entre ellos con conectores T-Branch formando agrupaciones de 3 paralelos.
40
En este tramo la mayor intensidad de cálculo corresponde a la Corriente de
Cortocircuito del módulo TS-370 en un T-paralelos (3 paralelos).
I' = 3 * 3.17 = 9.51A (3.17)
La intensidad máxima admisible para este tipo de conductor de 4mm2, sobre
bandeja perforada con múltiples circuitos en contacto es de 32,29A, siendo mayor
que la circulante.
b) De CNl a CN2:
Se recomienda, tomando como ejemplo plantas similares, utilizar conductores de aluminio
de secciones de 150 a 300 mm2
.
Justificación:
En este tramo la mayor intensidad de cálculo corresponde a la intensidad de las
cajas CNl en las que se unen 14 T-paralelos TS-370.
I' = 14 * 9.51 = 133.14A (3.18)
El menor conductor recomendado (150mm2) tiene una intensidad máxima
admisible de 135,07A en el caso de nos ocupa, enterrado bajo tubo, con un circuito
por tubo y múltiples tubos en contacto.
e) De CN2 a Inversor:
Se recomienda, tomando como ejemplo plantas similares en el sistema, utilizar
conductores de cobre de 240 mm2
.
Justificación:
En este tramo la mayor intensidad de cálculo corresponde a la intensidad de las
cajas CN2 en las que se unen 3 salidas de las cajas CNl.
I' = 3 * 133.14 = 399.42A (3.19)
La intensidad máxima admisible para este tipo de conductor sobre tubo o canaleta
es de 474,72A, siendo mayor que la máxima calculada.
d) De Inversor a Centro de Transformación:
Ubicados en el interior de la caseta del inversor, se recomienda utilizar conductor de Cu
XLPE y yendo 4 cables de 240mm2 en cada inversor.
Justificación:
Para cada uno de los inversores tenemos: 625 KW con salida a 300 V
I =625x1000
= 1204 A -,,/3x300
Damos un 25% adicional como coeficiente de seguridad:
41
(3.20)
I = 1204xl.25 = 1505 A (3.21)
Se tiene 4 cables/fase tenemos una intensidad circulante por cada cable de:
le =
15
4°
5 = 376 A (3.22)
La intensidad máxima admisible para este tipo de conductor en tubo o canaleta es
402,96A siendo esta mayor que la circulante calculada
3.7.4 Esquema Eléctrico:
Se conectarán 14 T-paralelos {cada T·paralelo es 3 paralelos de 4 paneles enseriados)
Por c-ada linea, circulará una I • 3x2.S6 • 7.68 A
Sub-Generador formado por 2 Inversores
cada lnvtrsor mara conectado con 4 cajas Wvtl Z (OU}
� C..j1Hinl l(CUl). em1ri. cOflffhdo con lCaja1ffinl 1 (CHl)
cada caja Nivel 1 {CNll ntMá wne:ctado con 14 T- paralt:los.
cada 1-pa.ralr:lo rsta conre1ado 3 paralelos
Fig. 3.5 Esquema de Conexión
Por esta linea circulará
I• 3'107.52 • 322.S6 A
Por la linea circulará
1 e 10•1.68 = 108 A
En la Figura 3.5 se puede observar un esquema básico de uno de los 16 Sub-Generadores
que agrupa la Central Fotovoltaica "San José". Cada Sub-Generador cuenta con 2
inversores con lo cual cada uno de estos estará conectado a 4 cajas de Nivel 2 (CN2) y
cada caja de Nivel 2 estará conectada a 3 cajas de Nivel 1(CN1). Ya en las cajas de Nivel 1
(CN1) se conectarán los paneles fotovoltaicos.
Los centros de transformación (sub-generadores) repartidos por toda la Central
Fotovoltaica se llegará a las celdas de protección situadas en el centro de entrega, a un
embarrado común, en el que también se situará una celda de medida, una de protección
42
general y una celda de salida para completar y cerrar el anillo de conexión con otros sub
generadores.
Se · dispondrá una red de Servicios Auxiliares para llevar alimentación auxiliar a los
equipos generales del proyecto: seguridad, comunicaciones, estación meteorológica. Se
dispondrá de un cuadro general BT en cada caseta de inversores/transformadores desde el
que saldrán los Servicios Auxiliares propios de cada instalación, como son alimentación de
extractores, luz y otros.
En la subestación de generación se contará con un transformador de potencia en la relación
de transformación 23 kV/138 kV. Esta subestación dispondrá con 2 celdas en 23 KV para
la llegada de conexión de los anillos, una celda para Servicios Auxiliares propios, celdas de
medida y celdas de protección tanto en el lado de Alta Tensión como el de Media Tensión.
La línea de evacuación o de transmisión deberá tener capacidad para evacuar la totalidad
de la energía producida en la planta cumpliendo todos los requisitos de líneas alta tensión.
La medición de energía generada se realizará mediante contador principal y contador
redundante en MT verificado y homologado según requerimientos.
3. 7 .5 Estudio Energético
a) Energía Disponible en la Localidad
Se debe recoger información de la radiación diaria media por mes para todos los meses del
año y estos valores están calculados para superficies horizontales .
. TABLANº 3.10 Radiación Diaria Media Mensual (KWh/m2)
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
8.467 6.758 7.595 6.191 5.688 5.397 5.825 6.215 7.065 7.171 8.413 8.123
b) Pérdidas por Orientación:
La radiación sobre los paneles colocados en una determinada orientación ( a,�) se obtiene
con los factores de corrección K para superficies inclinadas. Se hará uso de la fórmula
(3.23) la cual se tomó de acuerdo a lo indicado por Femández Salgado (2010) [4].
Gdm(Cl, Jl) mes = Gdm(O) mes· K.Fs (3.23)
F5 = Factor de Sombreado
K = Factor de Corrección para superficies inclinadas
43
TABLANº 3.11 Factores "K" para superficies inclinadas con una latitud de 16°
. Enero Febrero Marzo Abril Mavo Junio Julio A"osto Setiembre Octubre Noviembre Didembre
-5 1.005 0.994 0.949 0.953 0.932 0.919 0.923 0.944 0.946 0.988 1.001 1.010
o 0.995 0.993 0.964 0.991 0.993 0.993 0.993 0.992 0.989 0.992 0.998 0.995
5 0.978 0.987 0.975 1.030 1.049 1.064 1.060 1.037 1.006 0.991 0.989- 0.973
10 0.957 o.9n 0.981 1.056 1.100 1.129 1.021 1.076 1.019 0.984 0.972 0.946
15 0.930 0.962 0.983 L079 1.145 1.187 L175 1.110 L027 0.973 0.954 0.913
20 0.902 0.944 0.979 L097 1.183 1.238 1.223 1.137 1.030 0.957 0.929 0.880
25 0.870 0.921 0.971 1.109 1.215 1.282 1.263 1.157 1.027 0.963 0.896 0.842
Con lo cual se calcula los valores de Radiación Diaria Media Mensual en el plano de los
paneles, con una latitud de 16º y se elige una inclinación fija de 15° . '1
TABLANº 3.12 Radiación Diaria Media Mensual en el plano de los paneles, con una latitud de 16º y una inclinación fija de 15º.
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
7.874 6.501 7.466 6.680 6.513 6.406 6.844 6.899 7.256 6.9n 8.026 7.416
e) Pérdidas por temperatura:
En el generador fotovoltaico se producen unas pérdidas de potencia del orden de 2% al 4% por cada aumento de 15ºC de la temperatura de operación. En la práctica la temperatura de operación de los módulos depende de: irradiación, temperatura ambiente, velocidad del viento y posición de los módulos. L _a, temperatura de operación de un panel fotovoltaico o temperatura de trabajo se calcula.
Te = Tamb + R. (ToNc - 20)/800
Te = Temperatura de trabajo de la célula
Tamb = Temperatura ambiente
R = Irradiancia solar en W /m2
ToNc = Temperatura Operación Normal de la Célula
(3.24)
La temperatura de operación de los paneles solares de nuestro proyecto es la siguiente:
TABLANº 3.13 Temperatura de operación de los paneles solares
Enero Febrero Marzo
36.690 32.370 34.971
Abril
33.220
M o
33.250
Junio Julio
33.830 33.570
osto Setiembre
33.272 35.087
Las pérdidas por temperatura: [ 4]
Ptemp = o(Tc - 25). 100 (%)
Te = Temperatura de trabajo de la célula
Potencia o = Coeficiente de degradación (Coef.
T )emperatura
Octubre Noviembre Diciembre
35.313 36.583 36.012
(3.25)
44
Las pérdidas por temperatura para el proyecto desarrollado son las siguientes:
TABLANº 3.14 Pérdidas por Temperatura
Enero Febrero Marzo Abril Ma Junto Julio osto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
0.0245 0.0155 0.0209 0.0173 0.0173 0.0185 0.0180 0.0174 0.0212 0.0217 0.0243 0.0231 2.45% 1.55% 2.09% 1.73% 1.73% 1.85% 1.8% 1.74% 2.12% 2.17% 2.43% 2.31%
d) Eficiencia Energética de la Instalación:
La eficiencia o Performance Ratio varía en el tiempo y se estima mediante la fórmula: [ 4]
PR (%) = ( 100 - A - Ptemp). B. C. D. E. F (3.26)
Donde:·
A = A1 +A2 +A3
A1 = Pérdidas por dispersión de parámetros de los módulos, A2
= Pérdidas por polvo y suciedad,
A3= Pérdidas angulares y espectrales.
Ptemp= Pérdidas por temperatura
B= Pérdidas en los cableados CC (Continua)
C= Pérdidas en los cableados CA (Alterna)
D= Pérdidas por disponibilidad de la instalación
E= Eficiencia del Inversor
F= Pérdidas por mal seguimiento del punto de máxima potencia
Para nuestro proyecto usaremos los siguientes valores, de acuerdo a las fichas técnicas y
recomendaciones.
TABLANº 3.15 Factores o Porcentajes de Pérdidas
Performance Ratio (PR)
T onc 40.5
Ef. Inversor 0.983
P. D. P 0.024
P.P.S. 0.03
AyE 0.01
ce 0.015
CA 0.01
PMP 0.02
PDI 0.025
Temperatura de Operación Nominal de un panel
Eficiencia
Pérdida por Dispersión de Parámetros
Pérdida por Polvo y Suciedad
Angulares y Espectrales
Pérdidas por Cableado en CC
Pérdidas por Cableado en CA
Pérdida por mal seguimiento del punto de Max Potencia
Pérdida por Disponibilidad de la instalación
El Performance Ratio de nuestro proyecto mensualmente es la siguiente:
TABLANº 3.16 Performance Ratio o Eficiencias Mensuales
· Enero Febrero Marzo Abril M Junio Julio osto Setiembre Octubre Noviembre Dldembre
0.835 0.843 0.838 0.841 0.841 0.840 0.841 0.841 0.838 0.837 0.835 0.836
Con lo cual la eficiencia anual para nuestro proyecto es:
Eficiencia Anual (PR) = 0.839
e) Hora Sol Pico (BSP):
HSP =Gdm(O)
1000 w¡m2
TABLA Nº 3.17 Horas Sol Pico Mensuales
Enero
8.467
Febrero Marzo
6.758 7.595
Abrll
6.191
f) Irradiancia Media (R):
N = Horas Diarias Promedio Sol
M
5.688
Junio Julio
5.397 5.825
R = HSP.1000
N
asto Setiembre
6.215 7.065
Octubre
7.171
TABLA Nº 3.18 Horas Diarias Promedio Sol (N)
45
(3.27)
Noviembre Dldembre
8.413 8.123
(3.28)
Enero Febrero Mano Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
13 14 13 u u 10 11 U U U 13 13
Cálculo de Irradiancia Media para nuestro proyecto: cW / m2)
TABLANº 3.19 Irradiancia Media Mensual
Enero Febrero Marzo Abrll M o Junio Julio osto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
. 651.308 482.714 584.231 515.917 517.091 539.700 529.545 517.917 588.750 597.583 647.154 624.846
g) Estimación de la Producción Energética:
Se calcula la estimación de la energía eléctrica producida, con la siguiente fórmula (3.29)
de acuerdo a lo indicado por Fernández Salgado (2010) pag. 55-58 [4].
E = PRPp.Gdm(a.(3) Greal
Gdm (a,�) = Irradiancia con determinada orientaciónGreal = Irradiancia real (1000 W/m2)
PR = Performance Ratio Pp = Potencia pico nominal de la instalación
(3.29)
TABLANº 3.20 Producción energética mensual por día para el proyecto (kWh/día)
. Enero Febrero Marzo Abrll M Junio Jullo o Setiembre Octubre Noviembre Dldembre
135280.256 112801.971 12Bn1.491 115680.967 112775.527 110784.088 118431.338 119451.854 125113.912 120251.315 137920.133 127610.705
46
TABLA Nº 3.21 Producción Media Mensual y Anual
Número de Producción Media Diaria Producción Media
Días (kWh/día) Mensual (MWh)
Enero 31 135280.26 4193.688
Febrero 28 112801.97 3158.455
Marzo 31 128nl.49 3991.916
Abril 30 115680.97 3470.429
Mayo 31 112n5.53 3496.041
Junio 30 110784.09 3323.523
Julio 31 118431.34 3671.371
Agosto 31 119451.85 3703.007
Setiembre 30 125113.91 3753.417
Octubre 31 120251.32 3727.791
Noviembre 30 137920.13 4137.604
Diciembre 31 127610.71 3955.932
Producción Anual (MWh) 44583.175
Con lo cual el proyecto Central Solar Fotovoltaica "San José" con los cálculos realizados
tendría una producción anual de Energía Activa dé 44.58 GWh.
3.7.6 Condiciones para la Puesta en Operación Comercial:
Para nuevas instalaciones sean de Generación o Transmisión, se debe seguir y cumplir las
pautas del Procedimiento Técnico Nº 20 "Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones
en el SEIN' el cual fue aprobado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 035-2013-
0S/CD.
Este Procedimiento Técnico tiene como objetivo establecer los requisitos, condiciones,
responsabilidades y pasos necesarios para la conexión, modificación y el retiro de
instalaciones eléctricas en el SEIN, así como para el inicio y conclusión de la operación
comercial de l�s unidades o centrales de generación, y la integración de instalaciones de
transmisión, de acuerdo a los principios y normas que regulan las funciones del COES.
'-Establecer los criterios y requisitos mínimos para el diseño de las instalaciones eléctricas
que se conecten al SEIN.
Los productos de este Px:ocedimiento son los documentos:
• Certificado de Conformidad del Estudio de Pre Operatividad.
• Certificado de Conformidad del Estudio de Operatividad.
• Aprobación de la Conexión de Instalaciones al SEIN.
• Certificado de Inicio de la Operación Comercial.
• Certificado de la Integración de Instalaciones de Transmisión en el SEIN.
• Certificado de Conclusión de la Operación Comercial.
• Certificado de Retiro de Instalaciones del SEIN.
47
a) Definiciones:
Certificado de Inicio de Operación Comercial: Es el documento emitido por el COES
dirigido a la empresa titular de la unidad o central de generación, con el cual acredita la
fecha de Inicio de la Operación Comercial.
Certificado de Retiro de Instalaciones del SEIN: Es el documento emitido por el COES
dirigido a la empresa titular de la instalación, con el cual acredita el retiro de la instalación
del SEIN.
Certificado de Conformidad: Es el documento emitido por el COES, dirigido al Titular
del Proyecto, a través del cual da su conformidad técnica a los Estudios de Pre
Operatividad y/u Operatividad presentados.
Operación Comercial: Calificación que el COES otorga a una unidad o a una central de
generación que se encuentra a disposición del COES para su operación en el SEIN.
Las definiciones tomadas son de acuerdo a lo indicado en el Procedimiento Técnico Nº 20-
COES (2013) [5].
b) Responsabilidades del COES:
• Revisar que los diseños de las instalaciones eléctricas presentados por los Titulares
de los Proyectos, cumplan los requisitos y criterios mínimos establecidos.
• Recibir y evaluar las solicitudes presentadas por los Titulares de los Proyectos, en
el marco del Procedimiento.
• Pronunciarse oportunamente sobre las solicitudes, documentación y absolución de
observaciones que presenten los Titulares de los Proyectos.
• Requerir aclaraciones, precisiones o información adicional que considere
pertinente.
• Emitir el Certificado de Conformidad
• Aprobar la conexión de instalaciones al SEIN.
• Emitir el Certificado de Inicio de Operación Comercial de una unidad o una central
de generación.
• Emitir el Certificado de Integración de Instalaciones de Transmisión en el SEIN.
c) Proceso de Gestión del Estudio de Pre Operatividad:
El Estudio de Pre Operatividad tiene carácter obligatorio para nuevas instalaciones, y
reubicación de instalaciones. Para el caso de proyectos de reconstrucción, repotenciación,
48
ampliación y/o reconversión de equipos y/o componentes en instalaciones existentes, el COES determinará la necesidad de presentar un EPO . Para el desarrollo del EPO, el Titular del Proyecto deberá presentar una carta al CQES, con la siguiente información sobre su proyecto:
• Punto de Conexión.• Diagrama unifilar en medio digital e impreso.• Ubicación geográfica.• Zona de influencia del Proyecto.• Características generales.
El EPO_ deberá desarrollarse sobre la base de instalaciones existentes, instalaciones en ejecución, proyectos que cuenten con un Certificado de Conformidad vigente o que se encuentran en el Plan de Transmisión. El Titular del Proyecto deberá remitir el EPO con la información solicitada en un ejemplar impreso, y una versión digital en un disco óptico o en un medio de almacenamiento portátil. El COES deberá pronunciarse con relación al EPO, dentro de los veinte (20) días hábiles contados desde su presentación completa. No obstante, según sean las características del proyecto, el COES podrá ampliar dicho plazo hasta por un máximo de diez (10) días hábiles adicionales, lo que será comunicado al Titular del Proyecto. Antes del vencimiento de este plazo, en casos especiales, el COES podrá ampliarlo de manera justificada. [5] El COES, dentro de los cinco (05) días hábiles de haber recibido la versión completa del EPO, enviará 'una copia digital de éste a los Terceros Involucrados, con el fin de que emitan sus observaciones. Al respecto, los Terceros Involucrados del Punto de Conexión, deberán pronunciarse sobre el estudio, y la existencia y disponibilidad del espacio fisico a ser considerado en el diseño de las nuevas instalaciones en el marco del EPO. Transcurrido este plazo sin recibir comentario alguno, se considerará que los Terceros Involucrados no tienen observaciones sobre el EPO. El COES revisará el EPO y las observaciones de los Terceros Involucrados y comunicará al Titular del Proyecto las observaciones al EPO que deben ser subsanadas, y los requisitos adicionales o las limitaciones existentes en el Punto de Conexión. De no encontrar observaciones, el EPO será aprobado por el COES que emitirá el Certificado de Conformidad respectivo. Una copia del Estudio de Pre Operatividad aprobado será remitida al OSINERGMIN, en la misma fecha que al Titular del Proyecto.
49
d) Proceso de Gestión del Estudio de Operatividad:
El COES deberá pronunciarse con relación al EO, dentro de los veinte (20) días hábiles
contados desde su presentación completa. No obstante, según sean las características del
proyecto, el COES podrá ampliar dicho plazo hasta por un máximo de diez (10) días
hábiles adicionales, lo que será comunicado al Titular del Proyecto. Antes del vencimiento
de este plazo, en casos especiales, el COES podrá ampliarlo de manera justificada .
El COES revisará el EO y las observaciones de los Terceros Involucrados y comunicará al
Titular del Proyecto las observaciones al EO que deben ser subsanadas, y los requisitos
adicionales o las limitaciones existentes en el Punto de Conexión .
De no encontrar observaciones, el EO será aprobado por el COES que emitirá el
Certificado de Conformidad respectivo. Una copia del Estudio de Operatividad aprobado
será remitida al OSINERGMIN, en la misma fecha que al Titular del Proyecto. Texto
indicado en el Procedimiento Técnico Nº 20- COES (2013) [5].
3.7.7 Operación Comercial
La calificación de Operación Comercial se otorga a una unidad o a una central de
generación a solicitud de la empresa titular, y constituye un requisito previo para su
operación en el SEIN conforme a los Procedimientos Técnicos del COES. Asimismo, para
solicitar la Operación Comercial, la empresa titular deberá contar con la calidad de
Integrante Registrado del COES.
En el caso de CGC con varias unidades de generación, la Operación Comercial se otorgará
a la central considerando todas las posibles combinaciones operativas de sus unidades
(modos de operación declarados en las fichas técnicas).
Los modos de operación e inflexibilidades operativas contenidas en las Fichas Técnicas
tendrán un periodo mínimo de vigencia de 4 años. Dicha información podrá ser modificada
antes de este plazo únicamente cuando la unidad de generación entre en servicio después
de un mantenimiento Mayor o de una repotenciación, o después de una conversión a ciclo
combinado, o en general cuando las premisas técnicas que sustentan dichas inflexibilidades
varíen en forma relevante.
En el caso de CGNC (No Convencionales) la Operación Comercial se otorgará a la central
de generación. En el caso de una nueva unidad o central de generación, la empresa titular
50
deberá haber culminado con las Pruebas de Puesta en Servicio y deberá presentar una
solicitud dirigida al COES, adjuntando en medio digital, la información descrita:
a) Documentos a Presentar con la Solicitud de Operación Comercial de Instalaciones
de Generación
• Ajustes de los relés de protección, de acuerdo a lo que efectivamente se encuentre
en la instalación, ajustados en el campo. Estos ajustes deberán ser entregados en el
formato que el COES disponga .
• Resultados de las pruebas de arranque y toma de carga, indicando la potencia
$enerada o transmitida durante las pruebas, dicha información puede ser obtenida
de los medidores de energía. Esta información será usada para verificar la máxima
potencia generada durante pruebas o la máxima potencia transmitida.
• En caso de unidades de generación hidráulica, junto con la solicitud de Operación
Comercial, se adjuntará el Estudio Hidrológico para el cálculo de la Potencia
Garantizada.
• En todas las unidades de generación térmica o hidráulica se deben haber efectuado
satisfactoriamente las pruebas de determinación de la potencia efectiva y
rendimiento.
En caso los ensayos de medición no pudieran ser realizados antes del inicio de Operación
Comercial, se aceptará la potencia efectiva y rendimiento declarados por la empresa titular,
sustentados en las pruebas de recepción, hasta por un plazo máximo de:
• Para unidades térmicas, un mes a partir de la aceptación de su operación comercial.
• Para unidades hidroeléctricas, se definirá en cada caso, no debiendo exceder de un
año a partir de la aceptación de su operación comercial.
En el caso de CGNC no es un requisito la realización de las pruebas de potencia efectiva y
rendimiento.
Luego de verificado el cumplimiento de los requisitos y el levantamiento de observaciones,
el COES emitirá el Certificado de Inicio de Operación Comercial de la unidad o central de
generación, cuya fecha de Inicio de Operación Comercial será posterior a la emisión de
este certificado. Una copia del Certificado de Inicio de Operación Comercial de la unidad o
central de generación, será remitida al OSINERGMIN, para sus fines de supervisión, en la
misma fecha que al Titular del Proyecto. El COES podrá disponer la suspensión de la
Operación Comercial de la unidad o central de generación cuando:
• La documentación y/o información remitida por la empresa titular sea incorrecta.
51
• La empresa titular no realice las pruebas de potencia efectiva y rendimiento en los
plazos establecidos.
Dicha suspensión surtirá efecto a partir de la notificación de dicha falta, por parte del
COES. La suspensión de Operación Comercial concluirá cuando la empresa titular remita
la información veraz/correcta, o realice las pruebas de potencia efectiva· y rendimiento,
citado de acuerdo a lo indicado en el Procedimiento Técnico Nº 20- COES (2013) [5].
b) Requisitos Técnicos Mínimos a cumplir por Centrales de Generación No
Convencional al SEIN
Se establecen los requisitos mínimos que han de cumplir las protecciones de las CGNC a
efectos de garantizar la continuidad de suministro frente a huecos de tensión.
Las CGNC deberán garantizar que ante huecos de tensión se cumpla que:
Los sistemas de protección no la desconecten como consecuencia de la aparición de huecos
de tensión en el punto de conexión asociado a cortocircuitos correctamente despejados
según la curva tensión-tiempo.
c) Perfil de los Huecos de Tensión:
La CGNC y todos sus componentes deben ser capaces de permanecer conectados al SEIN
con los perfiles de magnitud y duración del hueco de tensión, mostrados en la figura 3.6.
Es decir, no se producirá la desconexión en la parte superior a la envolvente dibujada por
la línea punteé3.da de la figura 3.6, la cual representa la tensión fase a tierra en p.u. en las
fases falladas, en caso de cortocircuitos trifásicos, bifásicos a tierra y monofásicos.
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Fig. 3.6 Curva tensión-tiempo del sistema de protección de tensión por fase en el punto de
conexión
52
Las CGNC deben eqmparse con funciones de protección de tensión por fase cuyas
magnitudes de ajuste puedan adaptarse a las exigencias descritas en este numeral.
El cumplimiento de las exigencias de continuidad de suministro de una CGNC ante huecos
de tensión es responsabilidad exclusiva del titular de la instalación, que debe adoptar las
medidas de diseño y/o control necesarias para que la misma cumpla con los criterios
técnicos establecidos ante huecos de tensión. A su vez, deberá presentar un certificado de
cumplimiento de huecos de tensión, emitido por laboratorios acreditados o entidades de
certificación acreditadas.
d) Inyección de corriente durante el hueco de tensión
Durante· la duración del hueco de tensión, el sistema de control de tensión/potencia reactiva
de la CGNC debe garantizar que no se consuma potencia reactiva en el punto de conexión.
El aporte de corriente reactiva por parte de la central en el punto de conexión, durante el
hueco de tensión, debe ser ajustado por un sistema de control automático de tensión similar
al regulador de tensión de los generadores convencionales cwnpliendo los siguientes
requisitos:
• El control debe iniciar su funcionamiento en el momento en que la tensión eficaz en
el punto de conexión se reduce por debajo de 0,85 pu, como se muestra en la figura
3. 7, que presenta la curva de corriente reactiva admisible frente al perfil del hueco
de tensión en valores por unidad, en el punto de conexión.
• La corriente reactiva debe estar siempre en la zona gris de la figura 3. 7 y la
velocidad de respuesta del controlador debe ser tal que se alcance al menos el 90%
de la corriente nominal antes de transcurridos 150 ms desde la detección de la falla.
La inyección de corriente reactiva deberá responder a una pendiente de corriente
reactiva/tensión predetenninada según la rampa indicada en la figura 3. 7.
f.--------+-----'!'-"---- V/V.(:>uJ
,t_.¡ i\ 10 !.I
e,,. . ., ... ,..,
¡ '. hJnciPl\óllJn..,,TU
: ,� .....
Fig. 3. 7 Curva de Intensidad Reactiva Ir-Tensión en el punto de conexión
53
La maximización de corriente reactiva deberá continuar al menos hasta que la recuperación
de la tensión alcance niveles de operación en régimen normal.
e) Sistema de Comunicación y Control Externo
Fig. 3.8 Centro de Control COES-SINAC
Los titulares de generación deberán contar con un centro de control centralizado
(CCCGNC) y cwnplir con la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en
Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTR).
3. 7.8 Centrales Fotovoltaicas con Operación Comercial en el Perú
Actualmente se cuenta con 80 MW Solares Fotovoltaicos instalados en el SEIN.
TABLANº 3.22 Centrales Solares Fotovoltaicas en el Perú
Central FV Ubicación Potencia (MW) Energía Anual Ofertada (MWh)
Majes Arequipa 20 37630
Repartición Arequipa 20 37440
Tacna Tacna 20 47196
Panamericana Moquegua 20 50676
Las cuales fueran adjudicadas a través de la Primera Subasta de Generación con Energía
Renovable organizada por OSINERGMIN con un trabajo conjunto con el Ministerio de
Energía y Minas. La información se obtuvo de la página web de OSINERGMIN [6].
a) Mecanismos de Promoción:
• Existen otros mecanismos (Peed-in Tariffs) para promocionar los RER, pero en el
Perú se ha optado por subastas.
•
•
•
54
Las subastas serán convocadas con periodicidad no menor a 2 años
El Comité encargado de conducir todo el proceso de subasta estará integrado portres (03) miembros: dos (02) designados por OSINERGMIN y uno (01) designadopor el Ministerio de Energía y Minas.
Se subasta la Energía Requerida en MWh/año (tecnologías biomasa, eólica, solar,geotérmica y mareomotriz) más un adicional de pequeñas hidroeléctricas (menoresa 20MW).
• Estas Centrales de Generación tendrán prioridad en el despacho diario y acceso alas redes de Transmisión y Distribución .
• El MINEM fija un porcentaje objetivo cada 5 años. Para los primeros 5 años es el
•
•
5% del consumo nacional (Máxima Demanda Anual)
La Tarifa de Adjudicación es la tarifa que se garantiza a cada adjudicatario por laventa de su producción de energía, expresada en US$/MWh, esta tarifa esgarantizada a cada adjudicario por las Inyecciones Netas de Energía hasta el límitede su Energía adjudicada.
Prima: Es el monto anual que se reqwere para que el Concesionario reciba elIngreso Garantizado, una vez descontado los Ingresos netos recibidos por lasTransferencias determinadas por COES (En nuestro caso solo por Energía Activa).
b) Remuneración de las Centrales de Generación con Recursos Renovables
El pago del ingreso anual se efectúa de la siguiente
forma.
1
Un ingreso por la venta de Un Cargo por Prima proveniente energía a costo marginal (CMg),
de los usuarios finales de más ingreso por Potencia Firme
electricidad. de acuerdo a COES
Fig. 3.9 Esquema de IngresosEl Cargo de la Prima está incluido dentro del pago por el Peaje del Sistema Principal yGarantizado lo cual es pagado por la demanda (Usuario Final). Este cargo es calculado
55
para cada central de generación RER y es pub1icada en cada periodo de emjsión de la
Fijación Tarifaría emitida por OSINERGMIN anualmente, en el mes de Mayo, este cargo
trata de cubrir y asegurar el Ingreso Anual de la Energía inyectada al Sistema por las
Centrales Generadores RER a su Tarifa de Adjudicación. Lo cual es indicado en la
Resolución Nº 001-2010-OS-CD/OSINERGMIN (2010) [6].
Dado que hasta que se mantenga en vigencia mecanismos como el DU 049-2008, la Tarifa
de Adjudicación de las Centrales Fotovoltaicas van a superar siempre a los Costos
Marginales que están en un tope de 313. 5 S/./MWh.
MW Energía Adjudicada
(a Tarifa de Adjudicación)
Energía Extra
(a CMg)
Inyección Neta
Período Annual (Mayo - Abril)
Precio
Ofertado
CMg
US$/MWh
Prima (Usuario
Final) ----- ·ingreso· -------------- -�-- -
Anual
Energía
ofertada
Ingreso aCMg (COES)
Energía
ofertada
Fig. 3.10 Esquema de Sistema de Ingresos por Proceso de Subasta
En la figura 3.10 se observa el Esquema de Ingresos por Subasta en donde las Inyecciones
Netas de Energía de la central de generación, hasta el límite de la adjudicada, serán
remuneradas a la Tarifa de Adjudicación (US$/MWh).
Las Inyecciones netas de Energía en exceso se remuneran al precio del SPOT, hasta que se
mantenga en vigencia mecanismos como el Decreto de Urgencia 049-2008, la Tarifa de
Adjudicación de las Centrales Fotovoltaicas van a superar siempre a los Costos Marginales
(SPOT) que están fijadas en un precio tope de 313.5 S/./MWh, la cual es menor al precio
esperado por la energía inyectada al Sistema.
La información se obtuvo de la Sub-Dirección de Transferencias del COES a través de su
página web. www.coes.org.pe [8].
56
Fig. 3.11 Evolución de los Costos Marginales en el Mercado SPOT
TABLANº 3.21 Tarifas Adjudicadas de Centrales Solares Fotovoltaicas en el Perú
Central FV Potencia Precio Adjudicado
(MW) ($/MWh)
Majes 20 222.5
Repartición 20 223
Tacna 20 225
Panamericana 20 215
Si ]as Inyecciones Netas de Energía más la Energía dejada de inyectar por causas ajenas al
Generador RER sean menores a la Energía Adjudicada, ]a Tarifa de Adjudicación será
reducida aplicando un "Factor de Corrección".
FC = Inyecciones Netas de Energía+Energía dejada de Inyectar por causas ajenas
Energía Adjudicada
Solo se activa este factor cuando este es menor a 1.
(3.30)
Además a partir del décimo tercer mes de la Puesta en Operación Comercial, ]a empresa
generadora puede solicitar la Reducción de Energía Adjudicada por única vez en no más
del 15% de 1a Energía Adjudicada Inicial. Esto ayuda en el caso de que se tenga estudios y
experiencias anteriores de no poder cumplir con la Energía Adjudicada y así evitar que la
Tarifa de Adjudicación se vea afectada por el Factor de Corrección. Lo mencionado se
obtuvo gracias a informaciones brindadas por COES y OSINERGMIN [6] y [8].
CONCLUSIONES
1. Para el diseño sistema fotovoltaico conectado a la red, que incluye los cálculos
necesarios para determinar la radiación solar, la posición del panel, cálculo del número
de paneles y cálculo del rendimiento energético de la instalación. Se han tomado de
proyectos similares, pero fueron analizados y algunos mejorados para tener una
comprensión idónea.
2. La producción energética de nuestro proyecto (MWh) comparado con otros sistemas
fotovoltaicos ya operando en el Sistema Eléctrico Peruano con similares potencias
instaladas, se encuentra en un valor aceptable a ofertar.
Central FV Ubicación Potencia (MW) Energía Anual Ofertada (MWh)
Majes Arequipa 20 37630
Panamericana Moquegua 20 50676
3. Para la viabilidad del proyecto, la energía deberá venderse a un precio que nos asegure
recuperar la inversión, se puede ofertar a través de los mecanismos mencionados en el
estudio como son las Subastas, siendo el próximo a realizarse en el 2015.
4. Para poder ·conectarnos al SEIN, es recomendable que la Central Fotovoltaica este
próxima a una Subestación de Potencia, en este caso SE Repartición (REP)
aproximadamente a 7.5 Km, lo cual es una ventaja ya que se tendrá menos pérdidas y
podemos evacuar la energía a la red cumpliendo con lo estipulado por el proyecto.
5. Para finalizar podemos decir que el camino de las energías renovables está en marcha y
es aceptado por la sociedad debido a las múltiples ventajas que tiene y que es
consecuencia del cambio climático, de la emisión de los gases que gran parte de ellos
provenientes de la generación de energía, es lógico suponer que el sector fotovoltaico
experimentará un gran impulso en los próximos años, con el consiguiente beneficio
. ecológico y abrirá un gran abanico de posibilidades a la industria fotovoltaica y a los
inversionistas públicos o privados que apuesten por esta tecnología.
BIBLIOGRAFIA
Javier Méndez Muñiz, Rafael Cuervo García, "Energía Solar Fotovoltaica",
Fundación Confemetal-España, 2010.
[2] Agustín Castejón Oliva, Germán Santamaría Herranz, "Instalaciones Solares
Fotovoltaicas", Editorial Editex-España, 2010.
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
Fichas y Especificaciones Técnicas de los Fabricantes:
T-Solar / Módulos Fotovoltaicos: www.tsolar.com
Inversor/ Power PV625: www.greenpower.es
José María Fernández Salgado, "Compendio de Energía Solar Fotovoltaica,
Térmica y Termoeléctrica", Editorial Antonio Madrid Vicente-España, 2010.
Procedimiento Técnico Nº 20 "Ingreso, Modificación y Retiro de las instalaciones
en el SEIN'' (COES).
Página Web de Osinergmin: www.osinergmin.org.pe.
Resolución NºOOl-2010-0S-CD "Procedimiento de Cálculo de la Prima para la
Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables"
(OSINERGMIN).
Página Web de COES-SINAC: www.coes.org.pe.
ANEXOS
ANEXO A
INFORME SENAtiMI
PERÚ Ministerño
del Ambiente
Servkio Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú - S!ENAMHI
. � . . . �
·Dirección Regional' :: '�... de �requipa : ·/
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2007-2016 "Decenio de las Personas con Discapacidad en el Perú" "Año de la Integración Nacional y el Reconocimiento de Nuestra Diversidad
INFORME Nº
187 - SENAMHI - DR6 - 2012
(Referencia PRESUPUESTO Nº 225 - SENAMHI/DR6 - 2012)
INFORMACION PREPARADA PARA:
ESSAR E.I.R.L.
ESTACION: MAP LA JOYA LAT: 16º35'33" LONG: 71 º55'08" ALT: 1,292 msnm.
PARAMETRO: TEMPERATURA MAXIMA MEDIA MENSUAL (ºC) AÑO SET OCT NOV DIC 2011 28.4 26.9 27.8 26.9
2012 27.9
AÑO S_ET OCT NOV DIC
2011 6.9 8.9 11.8
AÑO SET OCT NOV DIC
2011 57 59 58 73
2012 80 84 86 74
PARAMETRO: HUMEDAD RELATIVA MÍNIMA MEDIA MENSUAL(%)
AÑO SET
2011 28
2012 50
OCT NOV DIC
40 37 44
Calle Federico Torrico C-28 Urb. AUas Umacollo Arequipa (054)-258116 Email: [email protected]
f-�U Servicio Nacionai de Meteorologaa e Hidrología de! !Perú - SENAM HI
Dirección. Regional
de Arequipa .: . ·, .
¡;· '
2007-2016 "Decenio de las Personas con Discapacidad en el Perú" ''Año de la Integración Nacional y el Reconocimiento de Nuestra Diversidad
ESTACION: EMA PAMPA DE MAJES. .
LAT: 16º
20'08.35" LONG: 72º
09'09.56"
PARÁMETRO: RADIACIÓN SOLAR HORARIA (Wats/M2)
Hora 29/11/11 15/12/11 15/01/12 15/02/12
o o o o o
1 o o o o
. 2 o o o o
3 o o o o
4 o o o o
5 o o o 2
6 49 47 20 88
7 263 263 207 214
8 516 492 461 520
9 743 735 712 675
10 917 927 897 983
11 1037 1079 1030 1133
12 1066 833 1093 1169
13 1068 1136 1111 1017
14 965 1043 1034 722
15 801 782 858 140
16 582 415 562 52
17 329 250 262 35
18 77 117 110 8
19 o 4 110 o
20 o o o o
21 o o o o
22 o o o o
23 o o o o
ALT: 1498 msnm.
15/03/12 15/04/12
o o
o o
o o
o o
o o
o o
1 o
84 83
369 314
626 528
825 735
1000 865
1057 921
1046 904
943 810
752 656
511 297
245 65
68 13
68 o
o o
o o
o o
o o
1 -'� ....
\S�namhi.,!·�::-;, \-.
Calle Federico Torneo C-28 Urb. Atlas Umacollc · Arequipa (054)-256116 Email: [email protected]
. �--
Ministerio del Ambiente
Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología de! Perú - SENAMHI
. ,- . .. t-· ·. >
Direc.GióR· R�Jo�t···, :: de Arequlpa: · '�?... 1' . -, �\
' ,' • • .• • • ' \ > •' ' � � • C¡a:
! 2007-2016 "Decenio de las Personas con Discapacidad en el Perú""Año de la Integración Nacional y el Reconocimiento de Nuestra Diversidad
PARÁMETRO: RADIACIÓN SOLAR HORARIA (Watts/M2) EMA P. DE MAJES-Continuación.
Hora 15/05/12 15/06/12 15/07/12
o o o o
1 o o o
2 o o o
3 o o o
4 o o o
5 o o o
6 o o o
7 55 o 33
8 262 214 212
9 495 449 458
10 661 628 646
11 787 725 779
12 842 805 848
13 808 777 845
14 714 710 767
15 559 563 622
16 345 366 417
17 144 152 184
18 8 8 14
19 8 o o
20 o o o
21 o o o
22 o o o
23 o 1 o o
15/08/12 15/09/12 15/10/12
-·
o o o
o o 'ü
o o o
o o o
o o o
o o o
o 2 13
64 119 207
289 383 473
503 617 686
689 780 879
824 916 1018
891 979 1060
869 947 1028
788 843 848
639 702 553
444 491 271
194 250 114
21 36 21
o o o
o o o
o o o
o o o
o o o
ebastián Zúñiga Medina Director Regional
SENAMHI- Arequipa
Calle Federico Torrico C-28 Urb. Atlas Umacollo · Arequipa (054)-256116 Email: [email protected]
ANEXO B
PLANOS_
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DISTRITO LA JOYA
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1367
EL CENIZAL
R-2'""""' _ �effo Calzon Colorado
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216Ul00 \
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Ceffo Cenizal81�!,000
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POSIBLE UBICACION PLANTA FOTOVOLTAICA - .�AN./0.�I=
Tres para.,el s de -4 ,-,6 ulos e serle
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Tres por lelos
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SUBl:STACION 231138KV
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ENSARRADO 131 kV •• 3150 A -31,S kA
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EMBARRADO 23 kV .• 25 kA .• 1250A
'*'_,�.,. '�;l/.� 15�
,,¡.....
-'N!LL0-1 123 KV., ANILL0-2 123 KV
- -
CONEXIONADO Y DIAGRAMA UNIFILAR EN MEDIA TENSIÓN
CENTRAL SOLAR FOTOVOL TAICA SAN JOSÉ
TRANSf. POTEliOA T,T. _138rl0,I" / 23 t3%, 1 ,� .�� Y'Nd5 20 M"JA. S.:-90 �O Of..AN
[[]
•1--<' 1 ·=·•·
S.S.A.A.
TRANSf, S. AUXILIARES T.T. 2:J / 0,J8 kV. � 160 KVA.
ANEXO C
ESPECIFICACIONES TECN ICAS
BENEFICIOS T ECNOLÓGICOS
Mejor rendimiento energético gracias a sus
menores coeficientes de temperatura y mejor
absorción cle la radiación difusa.
Menor tiempo de retorno energético, durante su
vida útil produce varias veces la energía utilizada en
su proceso de fabricación.
Ide a l p a r a a pli c a c i o n e s de i n t e g r a c i ó n
arquitectónica (BIPV), con apariencia uniforme y
diseño sin marcos se logra una integración estética
en las edificaciones.
Fabricación de los módulos más grandes del
mercado (5, 7 m2).
PROCESO DE FABRICACIÓN
Producto robusto y de larga duración gracias al
proceso de fabricación automatizado e integrado
que tiene como resultado unos módulos
fotovoltaicos de a'lta calidad. El menor uso de silicio
y de materia prima hacen que los módulos de silicio
amorfo hidrogenado (a-Si:H) de capa fina tengan
unos menores costes de fabricación.
' PRODUCTO FIABLE Y DE CALIDAD
La fábrica de módulos de T-Solar cumple con los
estándares ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001 y
EMAS. Además, T-SOLAR es miembro de la
asociación PV Cycle, comprometida a establecer
una programa de recogida voluntaria y reciclado de
módulos fotovoltaicos al final de su vida útil.
Los paneles solares de T-Solar han obtenido las
certificaciones de producto de acuerdo con los
estándares Europeos I EC 61646 y I EC 61730.
Glass
TCO
a-Si:H
Back Contact
PVB
Glass
r s
390± 20
370
149
2,55
190
3,16
63,3%
6,66%
1000
10
5
-0,21% ±
-0,27% ±
0,059% ±
-0,29% ±
0,038% ±
142
2,04
181
2,53
63,6%
6,34%
V
A
A
-0,02% 0é
-0,03% ºe
0,012% 0c·
-0,03% ºé
0,008% 0c·
a-Si, 216 células activas
No
Acero S250GD (EN10346)
Terminación: Z275 (EN10326)
2 vidrios laminados de 3,2 mm
117,7:t:-5,9 Kg
2598x2198 mm (espesor 7,5 mm)
lar
OFICINA COMERCIAL:
GRUPO T-SOLAR GLOBAL S.A.
Avda. Arroyo del Santo, 6 - 3� Planta
28042 Madrid (SPAIN)
Tel:+34 91 324 89 00 ·· Fax: +34 91 742 39 69
e-Mail: [email protected]
www.tsolar.com
íü" ai" 'i: 3,5 700 ....
� ro 3,0 600 � e: ro 2,5 500
QO
IV ro
e 2,0 400 IV
� 1,5 300
!1,0 IV
0,5 100 ro
e ·¡:; IV
·� 0,0 _J _ ____J__ ..J o e: IV ... 100 150 200 .. o o
u CL Voltaje (V)
80%
70%
60%
SO%
... 40%
... 30%
20%
10%
0%
300 400 500 600 700 800
A(nm)
• 1
200 600 600 600 200
:,� 118,2
.........
Por un periodo de 5 años, a contar desde la fecha de entrega, se garantiza que los Módulos Fotovoltaicos se encuentran libres de cualquier defecto en sus materiales o en su fabricación que impidan su normal funcionamiento en condiciones correctas de utilización, instalación y mantenimiento
Durante 10 años se garantiza que la potencia proporcionada por el módulo fotovoltaico será del 90% de la potencia máxima consignada en la etiqueta del módulo.
Durante 25 años se garantiza que la potencia proporcionada por el módulo fotovoltaico será del 80% de la potencia máxima consignada en la etiqueta del módulo.
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_-_ Fn:�:1! ,�r�.µ;itti,; •nit!ltl�-
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•-.. p·m,,1 . _ t, · Ct,C 1
_ ��tirt.llfD.-.��d�tb� t�� ��l%é'\1l1dt��ndit,��1 �1'-f'•) ·t!'4<l 1t'i��i1Qf.
: rm����:ma df: ,.,itw.,:t�'t'fll't,
es:.:=� 1·1 . . _· !ndta(lcu�� •*�, ·_cor.tt� �·�!ºV Oári$tií! jetmert��l -C'.-tJ�M � ffitl.l'.'.l:f'l t'l!lt'n.ptl t�n i't546S··�.: ... cn-���-��1,·t)fl1'
,•i¡��lít���\ -� !�i����.t1�tft1��� :� � ��Lfr�;¡·�!M,h�-!�� �� \_;�4�tt
V ¡�fH�!j�i�- �l_"M;;foJ �t�� .. t•it�i!!\I� y i8J,1,�m,r,ti(í ttlt ,,_; �J.ld-..1�!1dliittj�r,b, .. •tr.n,i;u(ls, ('!.-.t .dbír.fl'lif,.
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